Магнезиальный тампонажный материал

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин. Тампонажный материал содержит мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, магния хлорид, оксихлорид алюминия или хлорное железо 6-водное или сульфат алюминия и воду при следующем соотношении ингредиентов, масс. %: мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния (удельная поверхность - более 1000 м2/кг и лимонное число - менее 22 секунд) - 37,67-46,98, натрия триполифосфат - 1,41-1,60, суперфосфат двойной (удельная поверхность - более 280 м2/кг) - 0,94-1,13, магния хлорид - 14,26-17,72, соль трехвалентного металла - 0,47-1,13, вода - остальное. Технический результат заключается в повышении эффективности магнезиального тампонажного материала на основе мелкодисперсного химически активного порошка оксида магния, раствор которого характеризуется низкими значениями показателей реологических свойств, высокой седиментационной стабильностью и отсутствием водоотделения (рассолоотделения) даже в наклонных и горизонтальных стволах, а формирующийся при его твердении практически непроницаемый расширяющийся цементный камень имеет высокую прочность и образует плотный контакт со стенками скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для проведения тампонажных работ в скважинах с горизонтальными и наклонными участками в основных и боковых стволах, а также в отложениях водорастворимых солей в температурном диапазоне 15-35°С.

В ряде случаев, например при цементировании обсадных колонн в боковых стволах реконструируемых скважин, конструкцией нефтяной и газовой скважины при ее креплении предусматривается размещение тампонажного раствора в кольцевых зазорах малого сечения между стенками скважины и цементируемой обсадной колонной. Фактором, снижающим качество крепи в цементируемом интервале, при проведении тампонажных работ в таких условиях является неполное замещение тампонажным раствором находящихся в заколонном кольцевом пространстве в каналах малого сечения технологических жидкостей (буферная жидкость, буровой раствор, пластовый флюид). Следствием этого будет нарушение процесса размещения тампонажного раствора и формирования сплошного цементного камня в заколонном пространстве скважины, что станет причиной негерметичности ее крепи. Кроме того, при движении тампонажного раствора по кольцевому каналу малого сечения вследствие роста гидравлических сопротивлений (гидродинамическая составляющая давления) возрастает вероятность гидроразрыва горных пород в открытой части ствола скважины и закупоривания продуктивных пластов тампонажным раствором.

В скважинах на участках с большими величинами зенитного угла применение тампонажных растворов, характеризующихся наличием водоотделения (рассолоотделения) и низкой седиментационной стабильностью, обычно приводит к образованию в формирующемся цементном камне канала у висячей стенки наклонного или горизонтального участка ствола скважины, который становится путем миграции пластовых флюидов.

Герметичность заколонного пространства может быть обеспечена только в случае, если цементный камень, имеющий малую толщину, будет характеризоваться сплошностью по всей длине цементируемого интервала, наличием плотного контакта с обсадными трубами и породами стенок скважины, в т.ч. в отложениях водорастворимых солей при их наличии во вскрываемом скважиной разрезе, и обладать достаточной несущей способностью (прочностью), низкой проницаемостью.

Высокое качество крепления в таких скважинах может обеспечиваться использованием низковязких седиментационно-устойчивых тампонажных растворов, обеспечивающих формирование герметичной крепи в короткие сроки после их размещения в затрубном пространстве.

Известен тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин (патент РФ №2508307 С2, опубл. 27.02.2014), содержащий, масс. %:

ПЦТ I G-CC-1 - 95,9-98,9;

понизитель фильтрации - ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5;

суперпластификатор - 0,05-0,3;

пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - 0,1-0,3;

минеральная добавка - 0,5-1,0;

хлорид кальция - 0,1-2,0;

вода - до водоцементного отношения 0,45-0,55.

К недостаткам известного тампонажного материала относится наличие водоотделения раствора, которое вследствие эффекта Бойкотта будет значительно выше в стволах скважин с большим отклонением от вертикали, а это приведет к образованию на границе «стенка скважины - тампонажный материал» канала для миграции пластовых флюидов. Результатами выполненных расчетов установлено, что раствор тампонажного материала с указанными значениями реологических характеристик не всегда позволяет обеспечить турбулентный режим течения раствора в безаварийном режиме при продавке его в заколонное кольцевое пространство с зазором между стенкой скважины и обсадной колонной менее 20 мм. Кроме того, использование такого материала в интервале отложений водорастворимых солей приведет к низкому качеству цементирования обсадных колонн вследствие отсутствия плотного контакта цементного камня портландцементного тампонажного материала с солями в стенках скважины.

Также известен тампонажный раствор для крепления скважин и боковых стволов с горизонтальными участками (патент РФ №2588066 С1, опубл. 27.06.2016), в составе которого содержатся, масс. %:

ПЦТ I-50 - 55-65;

глиноземистый цемент - 10-20;

известь негашеная - 5-10;

песок кварцевый - 15-20;

суперпластификатор С-3 - 1-1,3;

1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы марки 400 - 20-30;

пеногаситель Пента-465 - 0,05-0,1;

вода - 30.

Недостатком материала является заметный рост консистенции раствора уже через 60 минут после его приготовления, а следствием такой особенности реологического поведения раствора будет существенное повышение гидростатической и гидродинамической составляющих давления на стенки скважины, что может привести к гидроразрыву потенциально поглощающих пластов и не позволит обеспечить турбулентный режим течения при продавке его в затрубное пространство и, следовательно, получить высокое качество цементирования обсадной колонны. Кроме того, наличие в составе тампонажного материала крупнодисперсного кварцевого песка (размер частиц до 0,63 мм) приведет к резкому снижению седиментационной стабильности получаемого раствора, в особенности в наклонном и горизонтальном участках ствола скважины.

Существенным недостатком большинства известных составов, в которых в качестве вяжущей основы используется портландцемент, является сложность обеспечить плотный контакт сформированного цементного камня с огибающей его обсадной колонной в межколонном пространстве и с породой стенок в открытом стволе скважины в интервалах залегания водорастворимых солей, низкопроницаемых горных пород, т.е. в условиях отсутствия свободного доступа к нему воды, что повышает вероятность развития контракционных явлений в формирующемся цементном камне [Каримов Н.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов / Н.Х. Каримов, B.C. Данюшевский, Ш.М. Рахимбаев // М. - ВНИИОЭНГ - 1980. - 51 с.]. Это может привести к развитию усадочных деформаций цементного камня и снижению качества крепления скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому тампонажному составу (прототипом) является тампонажный материал, который может быть использован для цементирования межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах в температурном диапазоне 10-30°С (патент РФ №2295554 С1, опубл. 20.03.2007), содержащий следующие ингредиенты, масс. %:

порошок магнезитовый каустический - 48,61-50,43;

хлористый магний - 12,75-13,80;

триполифосфат натрия - 1,00-1,96;

суперфосфат двойной - 0,25-0,50;

крахмалосодержащий реагент - 0,12-0,37;

вода - остальное.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - порошок химически активного оксида магния, магния хлорид, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, структурообразователь и вода.

Недостатками раствора известного тампонажного материала, принятого за прототип, применительно к условиям цементирования заколонного пространства с малыми зазорами, являются высокие значения реологических характеристик раствора для придания стабильности получаемому тампонажному раствору на основе товарного порошка магнезитового каустического. При снижении пластической вязкости раствора известного состава он может характеризоваться полным отсутствием динамического и статического напряжениями сдвига и, как следствие, низкой седиментационной стабильностью. Размещение такого раствора в наклонном или горизонтальном участках ствола приведет к образованию каналов в их верхней части.

К недостаткам прототипа относится также повышенное значение плотности получаемого тампонажного раствора, что является следствием необходимости снижения у известного магнезиального тампонажного материала жидкость-твердого отношения для обеспечения его седиментационной устойчивости. Применение такого раствора в процессе цементирования может привести к значительному повышению гидростатической и гидродинамической составляющих давления на стенки скважины, и, в итоге, к гидроразрыву пласта и/или его закупориванию.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение качества цементирования обсадных колонн в основных и боковых стволах нефтяных и газовых скважин с забойной температурой 15-35°С, которые характеризуются наличием участков с малыми кольцевыми зазорами в интервалах наклонных (со значениями зенитного угла более 30°) и горизонтальных участков ствола, а также в интервалах залегания водорастворимых солей.

Технический результат, достигаемый при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в получении магнезиального тампонажного материала на основе мелкодисперсного вяжущего, раствор которого характеризуется низкими значениями реологических характеристик, высокой седиментационной стабильностью и отсутствием водоотделения (рассолоотделения) даже в наклонных и горизонтальных стволах, а формирующийся практически непроницаемый расширяющийся цементный камень имеет высокую прочность, обеспечивает плотный контакт его со стенками скважины, в т.ч. в отложениях водорастворимых солей, и обсадными трубами.

Указанный технический результат достигается за счет того, что известный тампонажный материал, содержащий порошок химически активного оксида магния, магния хлорид, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, структурообразователь и воду, согласно изобретению содержит мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния с удельной поверхностью более 1000 м2/кг и лимонным числом менее 22 секунд и предварительно помолотый до удельной поверхности не менее 280 м2/кг суперфосфат двойной, в качестве структурообразователя содержит соль трехвалентого металла при следующем соотношении ингредиентов, масс. %:

порошок оксида магния 37,67-46,98
натрия триполифосфат 1,41-1,60
суперфосфат двойной 0,94-1,13
магния хлорид 14,26-17,72
соль трехвалентного металла 0,47-1,30
вода остальное

Тампонажный материал в качестве соли трехвалентного металла содержит оксихлорид алюминия или хлорное железо 6-водное или сульфат алюминия.

Отличительными признаками предлагаемого изобретения от заявляемого по прототипу являются: содержание в нем мелкодисперсного порошка химически активного оксида магния с удельной поверхностью более 1000 м2/кг и лимонным числом менее 22 секунд; использование предварительно помолотого до удельной поверхности не менее 280 м2/кг суперфосфата двойного; содержание в качестве структурообразователя соли трехвалентого металла; количественное соотношение используемых ингредиентов, масс. %: порошок оксида магния - 37,67-46,98; натрия триполифосфа - 1,41-1,60; суперфосфат двойной - 0,94-1,13; магния хлорид - 14,26-17,72; соль трехвалентного металла - 0,47-1,30; вода - остальное; содержание в качестве соли трехвалентного металла оксихлорида алюминия или хлорного железа 6-водное или сульфата алюминия.

Достижение указанного результата обеспечивается за счет следующего.

Использование вышеуказанного мелкодисперсного порошка оксида магния позволяет существенно увеличить жидкость-твердое отношение тампонажного материала, тем самым снизить плотность и значения реологических характеристик раствора при сохранении удовлетворительной стабильности и высокой прочности получаемого цементного камня. В качестве порошка мелкодисперсного оксида магния может быть использован брусит среднеобожженный (БСО).

Добавка в состав тампонажного раствора соли трехвалентного металла позволяет повысить седиментационную стабильность за счет формирования в жидкой фазе тампонажного раствора труднорастворимых коллоидно-дисперсных гидроксидов, которые являются продуктом реакции взаимодействия гидроксида магния с солью трехвалентного металла.

В качестве соли трехвалентного металла могут быть использованы:

- оксихлорид алюминия;

- хлорное железо 6-водное;

- сульфат алюминия.

Ввод в предлагаемый тампонажный материал натрия триполифосфата обеспечивает объемное (скелетное) расширение цементного камня даже в условиях «сухого» разреза и в межколонном пространстве.

Применение суперфосфата двойного позволяет регулировать показатель фильтратоотдачи тампонажного раствора и увеличивать время загустевания его за счет адсорбции фосфатов на поверхности частиц высокоактивного вяжущего и блокирования их от реакции с водным раствором хлорида магния. При этом одновременно повышается коррозионная стойкость цементного камня и защита обсадных труб от коррозии за счет образования фосфатной пленки на их поверхности. Предварительный помол суперфосфата двойного до получения порошка с удельной поверхностью не менее 280 м2/кг позволяет вводить его в сухую смесь тампонажного материала, тем самым исключить необходимость выполнения технологических операций по его растворению в жидкости затворения в условиях буровой.

Использование в качестве жидкости затворения водного раствора хлорида магния плотностью 1260-1280 кг/м3 позволяет получить тампонажный раствор с требуемым временем загустевания и сформировать цементный камень высокой прочности. В качестве хлорида магния может быть использован магний хлористый шестиводный или бишофит.

Для приготовления магнезиального тампонажного раствора используют следующие ингредиенты:

1. порошок оксида магния по СТО 59074732-01-2009 (для марок БСО) с удельной поверхностью по прибору Т-3 (Товарова) более 1000 м2/кг и высокой химической активностью, характеризуемой лимонным числом - менее 22 секунд [патент РФ №2159752];

2. натрия триполифосфат по ГОСТ 13493-86;

3. суперфосфат двойной по ГОСТ 16306-80;

4. магний хлористый шестиводный по ГОСТ 55067-2012 или ТУ 2152-002-93524115-2010 с изм. 1, 2, 3;

5. водный раствор бишофита марки А (ρ≥1300 кг/м3) по ГОСТ 55067-2012, СТО 93522978-03-2010 или ТУ 2152-008-46014250-2011;

6. оксихлорид алюминия по ТУ 2163-368-05795731-2008 марки Б, 2 сорт или по GB 15892-2003;

7. хлорное железо 6-водное по ГОСТ 4147-74;

8. сульфат алюминия (алюминий сернокислый) по ГОСТ 12966-85, высший сорт;

9. вода техническая по ГОСТ 23372-2011.

Требования к свойствам порошка оксида магния и необходимое количество реагентов в заявляемом составе определены в результате проведения серии экспериментальных исследований.

Порошок оксида магния с удельной поверхностью более 1000 м2/кг и лимонным числом менее 22 секунд выбран исходя из необходимости иметь требуемую вяжущую химическую активность его в водном растворе магния хлорида, придать низкие значения показателям реологических свойств тампонажного раствора при сохранении его седиментационной стабильности.

Нижний предел содержания магния хлорида выбран с учетом обеспечения требуемого времени загустевания раствора и формирования высокопрочного цементного камня, верхний - с целью обеспечить требуемое скелетное расширение цементного камня, а также исключить технологические трудности, обусловленные низкой смачиваемостью сухой смеси при затворении ее водным раствором магния хлорида.

Минимальное количество добавки суперфосфата двойного ограничивается требованием обеспечения низкой фильтратоотдачи и минимально требуемого времени загустевания тампонажного раствора, максимальное - условием формирования высокопрочного цементного камня.

Нижний предел содержания натрия триполифосфата выбран с учетом обеспечения необходимого расширения цементного камня, верхний - с учетом необходимости сформировать непроницаемый цементный камень требуемой прочности.

Количество соли трехвалентных металлов выбиралось исходя из обеспечения необходимой седиментационной стабильности тампонажного раствора.

После смешивания указанных компонентов образуется тампонажный материал, седиментационно стабильный раствор которого может быть размещен в затрубном пространстве скважин с малыми кольцевыми зазорами, где в короткие сроки происходит его схватывание и затвердение с образованием расширяющегося высокопрочного цементного камня, формирующего плотный контакт его с породами разреза, в т.ч. с водорастворимыми солями, и обсадной колонной.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для получения предлагаемого тампонажного материала вначале готовили сухую тампонажную смесь, состоящую из мелкодисперсного порошка оксида магния с удельной поверхностью 1352 м2/кг и лимонным числом 15 секунд, натрия триполифосфата и суперфосфата двойного, предварительно помолотого до удельной поверхности 330 м2/кг. Для этого 43,21 г порошка оксида магния тщательно перемешивали с 1,51 г натрия триполифосфата и 1,08 г суперфосфата двойного. Одновременно с приготовлением сухой смеси готовили жидкость затворения растворением в воде магния хлорида. Далее в жидкость затворения вводили добавку оксихлорида алюминия. Приготовленная жидкость затворения объемом 42,0 см3 и плотностью 1270 кг/м3 содержит 37,66 масс. % воды, 15,68 масс. % магния хлорида и 0,86 масс. % оксихлорида алюминия.

В перемешивающуюся при частоте вращения вала миксера 4000 об/мин приготовленную жидкость затворения в течение 15 секунд вводили полученную сухую смесь, далее раствор перемешивали в течение 35 секунд при частоте 12000 об/мин (ГОСТ 26798.2-96, ISO 10426-2).

Составы предлагаемого тампонажного материала с другим соотношением ингредиентов готовили аналогичным образом.

После приготовления тампонажного раствора определяли значения технологических свойств при температуре 20 и 30 (±1)°С:

- плотность;

- растекаемость;

- водоотделение (рассолоотделение), значение которого определяли в вертикальном, наклонном (45°) и горизонтальном положении цилиндра;

- седиментационная стабильность (разница значений плотности верхней и нижней частей раствора в цилиндре ЦС-1, определенных после 20 минут кондиционирования раствора и дальнейшего его нахождения в покое в течение 20 минут);

- реологические характеристики (пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига);

- консистенция через 10 и 60 минут;

- показатель фильтратоотдачи;

- время загустевания;

- сроки начала и конца схватывания.

После двух суток формирования при температуре 20 и 30 (±2)°С и при относительной влажности не менее 50% в воздушно-влажных условиях хранения цементного камня у него определяли:

- предел прочности при изгибе;

- предел прочности сцепления с огибающей металлической поверхностью и с каменной солью;

- газопроницаемость.

Данные о содержании ингредиентов и свойствах известного (прототипа) и предлагаемого тампонажного материала приведены в таблице 1. Значения показателей свойств тампонажных составов представлены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы 2, прототип (пример 1) имеет высокие значения реологических характеристик тампонажного раствора.

Тампонажный раствор - цементный камень предлагаемого материала (примеры 2-10 табл. 2) характеризуется необходимыми значениями показателей основных свойств, определяющих качество цементирования обсадных колонн в скважинах с наклонными и горизонтальными участками и малыми зазорами в кольцевом пространстве, в т.ч. при наличии в разрезе водорастворимых солей, а именно:

- низкими значениями реологических характеристик раствора (пластическая вязкость - менее 100 мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига - менее 20 дПа);

- отсутствием водоотделения (рассолоотделения) раствора, определенного как при размещении цилиндра в вертикальном, так и наклонном и горизонтальном положении;

- высокой седиментационной стабильностью (менее 20 кг/м3);

- высоким пределом прочности цементного камня при изгибе (более 7,0 МПа);

- высокой прочностью сцепления с металлической огибающей поверхностью (более 2,0 МПа) и с каменной солью (более 7,0 МПа).

Преимуществом заявляемого тампонажного материала является то, что его раствор пониженной плотности за счет низких значений реологических характеристик обеспечивает высокую степень замещения бурового раствора тампонажным и позволяет максимально заполнить заколонное пространство с малыми кольцевыми зазорами, снизить долю гидродинамической составляющей давления на стенки скважины и на продуктивные пласты в процессе цементирования, а также предотвратить седиментационное расслоение и образование каналов в верхней части наклонного и/или горизонтального участка ствола скважины. Этим достигается существенное улучшение качества тампонажных работ при креплении наклонно-направленных скважин, характеризующихся большими значениями зенитного угла, наличием горизонтальных участков ствола скважины, а также при креплении боковых стволов в реконструируемых скважинах (в т.ч. в интервале их забуривания) и в отложениях водорастворимых солей в температурном диапазоне 15-35°С. Этим гарантируется достижение герметичности их крепи, что позволит:

- исключить межколонные, заколонные и межпластовые перетоки флюидов по каналам в цементном камне и на границе со стенками скважины и с обсадными трубами.

- повысить надежность и долговечность работы скважины, в т.ч. при наличии отложений водорастворимых солей во вскрываемом разрезе, исключить необходимость проведения дополнительных ремонтов;

- понизить вероятность возникновения поглощения тампонажного раствора и закупоривания продуктивных пластов в процессе цементирования;

- снизить экологические риски, обусловленные негерметичностью крепи скважин.

Примечание: в качестве структурообразователя в опыте 1 содержится крахмалосодержащий реагент, в опытах 2-4 - оксихлорид алюминия, в опытах 5-7 хлорное железо 6-водное, в опытах 8-10 - сульфат алюминия.

1. Тампонажный материал, содержащий порошок химически активного оксида магния, магния хлорид, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, структурообразователь и воду, отличающийся тем, что он содержит мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния с удельной поверхностью более 1000 м2/кг и лимонным числом менее 22 секунд и предварительно помолотый до удельной поверхности не менее 280 м2/кг суперфосфат двойной, в качестве структурообразователя содержит соль трехвалентого металла при следующем соотношении ингредиентов, масс. %:

порошок оксида магния 37,67-46,98
натрия триполифосфат 1,41-1,60
суперфосфат двойной 0,94-1,13
магния хлорид 14,26-17,72
соль трехвалентного металла 0,47-1,30
вода остальное

2. Тампонажный материал по п. 1, отличающийся тем, что в качестве соли трехвалентного металла он содержит оксихлорид алюминия или хлорное железо 6-водное или сульфат алюминия.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу регулирования pH почвы, а также к применению по меньшей мере одного содержащего карбонат щелочноземельного металла материала, имеющего средневзвешенное значение размера частиц d50 ≤ 50,0 мкм, для оптимизации или улучшения pH почвы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях.

Изобретение предназначено для нефтедобывающей, химической и горнодобывающей промышленности и может быть использовано для получения дешевой жидкости глушения для нефтедобывающих скважин и хлористого натрия для технических нужд или пищевой поваренной соли на базе местного сырья.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и касается способа подбора кислотного состава. Способ включает в себя отбор проб нефти до проведения обработки призабойной зоны кислотным составом, пробоподготовку, основанную на обезвоживании нефти способом центрифугирования, и приготовление раствора исходной нефти в толуоле. Далее производят приготовление на основе исходной нефти кислотного состава определенной концентрации и уже на его основе подготовку раствора в толуоле в тех же пропорциях. После этого получают данные по зависимости оптической плотности исследуемой нефти и кислотной эмульсии от длины волны излучения и определяют коэффициент светопоглощения (Ксп). Строят графики зависимости Ксп исследуемой нефти и кислотной эмульсии от длины волны излучения. Далее сравнивают полученные значения коэффициентов светопоглощения с Ксп контрольной пробы и выбирают кислотный состав, при котором изменение Ксп между контрольной и исследуемыми пробами минимально. Технический результат заключается в повышении точности подбора рецептур кислотных составов, повышении эффективности кислотной обработки и предупреждении возможности закупорки пор призабойной зоны пласта осаждающимися асфальтенами и образования плохо фильтрующихся в нефтенасыщенной толще эмульсий. 2 ил.

Изобретение относится к комплексам лантанидов с производными пиразоловых кислот, а именно к новым пиразолкарбоксилатам лантанидов общей формулы: Ln(L)3(H2O)x, в которой L означает C3N2A1A2B1B2COO-, и имеет структурную формулу, приведенную ниже, и где Ln=Eu, Tb, Gd, x=2 и А2=В1=В2=Н или A2=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=I, В2=Н или Ln=Eu, х=6 и А1=СН3, В1=Н, В2=C4H3S или Ln=Eu, х=2 и А2=СН3, В1=Н, В2=C4H3S. Данные комплексы лантанидов проявляют люминесцентные свойства и могут быть использованы в оптических приборах и в качестве меток для оптической биовизуализации. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к расклинивающему агенту для гидравлического разрыва. Способ получения частиц расклинивающего агента включает использование суспензии боксита, суспензия содержит реагент, содержащий полисахарид, где содержание твердой фазы в суспензии составляет от 25 вес. % до 75 вес. %, подачу суспензии через сопло, размещенное выше верхней поверхности жидкости, с одновременным сообщением вибрации суспензии с целью формирования капель, поступление капель в резервуар, содержащий жидкость, жидкость содержит коагулянт, вступающий в реакцию с реагентом в суспензии и вызывающий коагуляцию реагента в каплях, перенос капель из жидкости, сушку капель с целью получения зеленых гранул и спекание зеленых гранул с целью получения частиц расклинивающего агента, имеющих надлежащую прочность, при этом частицы расклинивающего агента имеют надлежащую прочность, если длительная водопроницаемость испытуемых частиц, измеренная согласно стандарту ISO 13503-5 при 250°F, снижается менее чем на 70% при повышении от 2000 фунтов на кв. дюйм до 14000 фунтов на кв. дюйм напряжения, приложенного к испытуемым частицам с таким же составом, полученным таким же способом, как и частицы расклинивающего агента, и имеющим размер в интервале 20-40 меш. Применяют расклинивающий агент для гидравлического разрыва. 12 з.п. ф-лы, 13 ил., 4 табл.

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок. Способ включает циркуляцию скважинного флюида в стволе скважины подземного пласта, причем скважинный флюид выбирают из группы, состоящей из флюида для внутрискважинных работ, бурового флюида, флюида для заканчивания скважины, флюида для гидроразрыва пласта, флюида для вскрытия пласта, ремонтной жидкости и их комбинации. Скважинный флюид необязательно содержит соль, выбранную из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида кальция, хлорида цинка, хлорида калия, бромида калия, бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, формиата натрия, формиата калия, формиата аммония, формиата цезия и их смеси. В скважинный флюид добавляют смазку смазывания поверхности. Смазка включает хлорид холина и сульфированное растительное масло, причем смазка увеличивает смазывающую способность флюида по сравнению с добавлением в скважинный флюид только сульфированного растительного масла. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил., 5 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин. Тампонажный материал содержит мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, магния хлорид, оксихлорид алюминия или хлорное железо 6-водное или сульфат алюминия и воду при следующем соотношении ингредиентов, масс. : мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния - 37,67-46,98, натрия триполифосфат - 1,41-1,60, суперфосфат двойной - 0,94-1,13, магния хлорид - 14,26-17,72, соль трехвалентного металла - 0,47-1,13, вода - остальное. Технический результат заключается в повышении эффективности магнезиального тампонажного материала на основе мелкодисперсного химически активного порошка оксида магния, раствор которого характеризуется низкими значениями показателей реологических свойств, высокой седиментационной стабильностью и отсутствием водоотделения даже в наклонных и горизонтальных стволах, а формирующийся при его твердении практически непроницаемый расширяющийся цементный камень имеет высокую прочность и образует плотный контакт со стенками скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Наверх