Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты)

Авторы патента:

Сахапова Альфия Камилевна (RU)

Жиркеев Александр Сергеевич (RU)

Хасанова Дильбархон Келамединовна (RU)

Вашетина Елена Юрьевна (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

C09K8/504 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2667241:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину по первому варианту включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из 25 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 25-250 насыщенного кремнефтористого натрия. По второму варианту водоизоляционную композицию готовят на 25 об. ч. 0,3-0,5%-ного раствора кремнефтористого натрия и дополнительно вводят 1-5 об. ч. этилацетата и 0,1 об. ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38%. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет расширения диапазона времени гелеобразования водоизоляционной композиции и повышения устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ приготовления тампонажного раствора (патент RU №2270328, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.02.2006 в бюл. №5), включающий растворение при нагревании в присутствии воды, натриевой силикат-глыбы и модифицирующей добавки, смешение полученного жидкого стекла - водного раствора силиката натрия с водой и органическим отвердителем. В качестве модифицирующей добавки используют кремнеземный наполнитель Росил-175, который вводят в процессе растворения силикат-глыбы при нагревании в соотношении 27-50 масс. ч. к 100 масс. ч. натриевой силикат-глыбы и 200-300 масс. ч. воды и перемешивают до достижения силикатного модуля 3,5-5,0. В качестве органического отвердителя используют этилацетат в присутствии неонола АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, масс. ч.:

модифицированное жидкое стекло	100
вода	100
этилацетат	5-10
неонол АФ 9-12	1

Недостатком известного способа является короткое время гелеобразования состава в описанном способе, которое может привести к осложнениям в случае закачивания больших объемов.

Известен способ изоляции пластовых вод в газонефтяных скважинах (АС №834343, МПК Е21В 43/32, опубл. 30.05.1981 в бюл. №20), включающий закачку закупоривающего состава из силиката щелочного металла и кремнефтористого натрия при следующем соотношении компонентов, вес. %:

Силикат щелочного металла	87-92
Кремнефтористый натрий	8-13

Известен способ отключения пластов и изоляции водопритоков в скважину, включающий закачку водного раствора силиката натрия, натрия кремнефтористого, триацетина и древесной муки (патент RU №2244819, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.01.2005 в бюл. №2) при следующем соотношении компонентов, масс. %:

водный раствор силиката натрия плотностью	1,36 г/см³
и силикатным модулем М=3,0	90,0-95,0
кремнефтористый натрий	3,0-8,0
древесная мука	1,0-4,0
триацетин	1,0-4,0

Недостатками известных способов является малая растворимость кремнефтористого натрия в воде - 7,62 г/л (Большой энциклопедический словарь, Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с. 362). Осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия может привести к технологическим осложнениям - отверждению состава в насосе цементировочного агрегата и насосно-компрессорных трубах (НКТ).

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ изоляции водопритоков в скважину (патент RU №2550617, МПК Е21В 33/138, С09K 8/504, опубл. 20.05.2015 в бюл. №13), включающий закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, этилацетата и поверхностно-активного вещества, в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м³, а в качестве поверхностно-активного вещества применяют моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным
модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м³	100
этилацетат	3,6-10
моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и
температурой замерзания не выше минус 30°С	0,2

Недостатками наиболее близкого аналога являются узкий временной предел образования геля (до 4 ч 15 мин) и низкая устойчивость образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах.

Технической задачей предложения является повышение эффективности способа за счет расширения диапазона времени гелеобразования водоизоляционной композиции и повышения устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах.

Техническая задача решается способом изоляции водопритоков в скважине, включающим приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и кремнефтористого натрия.

Новым является то, что водоизоляционную композицию готовят на насыщенном растворе кремнефтористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
насыщенный раствор кремнефтористого натрия	25-250

Новым является то, что водоизоляционную композицию готовят на 0,3-0,5%-ном растворе кремнефтористого натрия и дополнительно вводят этилацетат и моющий препарат при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия	25-250
этилацетат	1-5
моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных
веществ 30-38%	0,1

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

В заявляемом способе используют высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 (ВМЖС). ВМЖС представляет собой раствор полисиликата натрия от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5. Силикатный модуль жидкого стекла показывает отношение массовой концентрации диоксида кремния к массовой концентрации оксида натрия в жидком стекле.

Кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - Na₂SiF₆) представляет собой белый кристаллический порошок, плохо растворимый в воде, пожаро- и взрывобезопасный. Кремнефтористый натрий известен как отвердитель силикатных растворов, который не только ускоряет затвердевание, но и повышает водоустойчивость бетонов и цементов вследствие нейтрализации свободной щелочи.

Этилацетат (СН₃-СОО-СН₂-СН₃) - этиловый эфир уксусной кислоты по ГОСТ 8981-78 представляет собой прозрачную жидкость с плотностью 898-900 кг/м³.

Моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% представляет собой водный раствор смеси анионных (сульфанол, сульфонат) и неионогенных (неонол) поверхностно-активных веществ (ПАВ), подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета (далее моющий препарат). Показатель активности водородных ионов водного раствора моющего препарата с массовой долей 1% (по активному веществу) рН находится в пределах от 7 до 9. В состав моющего препарата входят: алкилбензолсульфонат натрия, моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоль, алкилсульфат натрия, этиленгликоль и метанол. Моющий препарат в предложении используется в качестве ПАВ и способствует совмещению органической и неорганической фаз водоизоляционной композиции, вследствие чего происходит ее равномерное гелеобразование. Моющий препарат не замерзает до минус 30°С и удобен для работы в зимнее время.

В водоизоляционной композиции по предлагаемому способу расширен диапазон времени гелеобразования до 28 ч, в отличие от способа по наиболее близкому аналогу, где наибольшее время гелеобразования составляет 4 ч 15 мин. Расширение диапазона времени гелеобразования водоизоляционной композиции достигается за счет совместного использования в качестве гелеобразователей этилацетата и раствора кремнефтористого натрия от 0,3%-ного до насыщенного (насыщенным является раствор, содержащий 7,62 г кремнефтористого натрия в 1 л воды). Время гелеобразования зависит от концентрации раствора кремнефтористого натрия - с его насыщенным раствором гелеобразование происходит быстрее, чем с 0,3%-ным раствором, также от количества этилацетата: чем его больше, тем время гелеобразования короче. Ввиду того, что в предлагаемом способе используется концентрация раствора кремнефтористого натрия от 0,3%-ного до насыщенного, то осаждения его не происходит и не возникает технологических осложнений при закачке.

Водоизоляционную композицию готовят непосредственно на скважине. В мерники цементировочного агрегата ЦА-320 закачивают высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия. Для сокращения времени гелеобразования и получения более плотного геля используют этилацетат и моющий препарат, для чего в чанок цементировочного агрегата ЦА-320 наливают этилацетат, туда же добавляют моющий препарат и перемешивают, полученный в чанке раствор перекачивают в мерники агрегата с высокомодульным жидким стеклом и раствором кремнефтористого натрия и тщательно перемешивают. Далее водоизоляционную композицию закачивают в скважину. До водоизоляционной композиции и после нее в скважину закачивают буфер из пресной воды в объеме 200-300 л для предупреждения ее преждевременного гелеобразования при воздействии минерализованной воды.

Время гелеобразования водоизоляционной композиции определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 1 и 2. В стеклянный стакан объемом 200 мл наливают 150 мл (150 об. ч.) насыщенного раствора кремнефтористого натрия и 25 мл (25 об. ч.) высокомодульного жидкого стекла, перемешивают и оставляют полученную композицию на гелеобразование. Периодически наклоняя стакан, фиксируют время, когда мениск жидкости в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования, которое составляет 8 ч (табл. 1, опыт 6). Остальные опыты, представленные в табл. 1, готовят аналогичным образом. В опыте №1 гель не образуется из-за недостаточного количества насыщенного раствора кремнефтористого натрия, а в опыте №8 образуется жидкий гель, который по своей консистенции не подходит для применения в предложенном способе. Оптимальное время гелеобразования получено в опытах №№2-7. По времени гелеобразования выбирают оптимальное соотношение компонентов состава для применения в предлагаемом способе при следующих соотношениях, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
насыщенный раствор кремнефтористого натрия	25-250

В стеклянном стакане объемом 200 мл готовят раствор моющего препарата в этилацетате, для чего 0,1 мл (0,1 об. ч.) моющего препарата растворяют в 1 мл (1 об. ч.) этилацетата, наливают туда 150 мл (150 об. ч.) 0,5%-ного раствора кремнефтористого натрия и перемешивают. Далее туда же наливают 25 мл (25 об. ч.) высокомодульного жидкого стекла, перемешивают и оставляют полученную композицию на гелеобразование. Через 14 ч 20 мин образуется гель (табл. 2, опыт №8). Оптимальное время гелеобразования получено в опытах №№3-19. Результаты опытов №№1-2 не вошли в оптимальный диапазон из-за короткого времени гелеобразования - менее 1 ч. Для приготовления водоизоляционной композиции по предложенному способу выбран 0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия	25-250
этилацетат	1-5
моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных
веществ 30-38%	0,1

Устойчивость образующихся гелей по наиболее близкому аналогу и по предложению проверяли в лабораторных условиях следующим образом. В стеклянные стаканы с полученными гелями наливали пресную воду плотностью 1000 кг/м³, слабоминерализованную воду плотностью 1080 кг/м³, минерализованную воду плотностью 1180 кг/м³, накрывали стеклянными чашами Петри и оставляли на 6 мес, периодически отмечая изменения в размерах гелей. Было установлено, что гели, полученные по предложенному способу, в течение 6 мес сохранились без изменений во всех водах, в то время как гели, полученные по наиболее близкому аналогу, в пресной и слабоминерализованной воде разрушились на 40% и 20% соответственно в течение того же времени, что подтверждает повышение устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах. Устойчивость гелей по предложенному способу в пресной воде можно объяснить тем, что в составе присутствует кремнефтористый натрий.

Примеры практического применения

Пример 1. В скважину, обводненную подошвенной водой, с текущим забоем 1234 м и интервалом перфорации 1211-1217 м спустили НКТ диаметром 73 мм до глубины 1180 м. Приготовили 3,5 м³ водоизоляционной композиции, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 0,5 м³ ВМЖС (25 об. ч.), во вторую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 3,0 м³ насыщенного раствора кремнефтористого натрия (150 об. ч.). Далее содержимое обоих мерников перемешали в течение 10 мин (опыт №6, табл. 1). Аналогичным образом приготовили 3,5 м³ водоизоляционной композиции в мернике другого цементировочного агрегата. В НКТ закачали последовательно 0,3 м³ пресной воды в качестве разделительного буфера; водоизоляционную композицию в общем объеме 35 м³ (композиция последовательно готовилась в первом, а затем во втором агрегате, после чего закачивалась в скважину из первого, а затем из второго агрегата, затем цикл повторялся); 4,0 м³ пресной воды для продавливания в пласт. Оставили скважину на время гелеобразования и укрепления геля в течение 24 ч. Далее освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 30%, добыча нефти увеличилась на 209%.

Пример 2. В скважину, обводненную закачиваемой системой ППД водой, с текущим забоем 1828 м и интервалом перфорации 1817-1820 м спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 1790 м.

Приготовили 5 м³ водоизоляционной композиции, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1 м³ ВМЖС (25 об. ч.), во вторую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 4 м³ 0,5%-ного раствора кремнефтористого натрия (100 об. ч.). В чанке агрегата растворили 4 л моющего препарата (0,1 об. ч.), например МЛ-81Б, в 40 л этилацетата (1 об. ч.), закачали во вторую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М и перемешали. Далее содержимое обоих мерников перемешали в течение 10 мин (опыт №6, табл. 2). Аналогичным образом приготовили 5 м³ водоизоляционной композиции в мернике другого цементировочного агрегата. В НКТ закачали последовательно: 0,3 м³ пресной воды в качестве разделительного буфера; водоизоляционную композицию в общем объеме 25 м³ (композиция последовательно готовилась в первом, а затем во втором агрегате, после чего закачивалась в скважину из первого, а затем из второго агрегата, затем цикл повторялся); 6,0 м³ пресной воды для продавливания в пласт. Оставили скважину на время гелеобразования и укрепления геля в течение 24 ч. Далее освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 35%, добыча нефти увеличилась на 241%.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности способа за счет расширения диапазона гелеобразования водоизоляционной композиции и повышения устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах.

1. Способ изоляции водопритоков в скважину, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и кремнефтористого натрия, отличающийся тем, что водоизоляционную композицию готовят на насыщенном растворе кремнефтористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
насыщенный раствор кремнефтористого натрия	25-250

2. Способ изоляции водопритоков в скважину, включающий приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и кремнефтористого натрия, отличающийся тем, что водоизоляционную композицию готовят на 0,3-0,5%-ном растворе кремнефтористого натрия и дополнительно вводят этилацетат и моющий препарат при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6	25
0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия	25-250
этилацетат	1-5
моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных
веществ 30-38%	0,1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами // 2663524

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами // 2663521

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах // 2661931

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.

Способ получения товарной формы щелочных стоков производства капролактама для применения в нефтедобывающей промышленности и способ получения на ее основе состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока // 2656296

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Способ обработки нагнетательных скважин // 2655258

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Состав тампонирующего действия // 2655077

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) // 2652238

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта.

Тампонажный раствор низкой плотности // 2652040

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

Состав с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта // 2651687

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.

Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования // 2667165

Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов // 2666823

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

Применение сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений // 2666800

Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта // 2666566

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины.

Способ изготовления керамических проппантов // 2666560

Изобретение относится к технологии изготовления керамических проппантов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Композиция поверхностно-активных веществ, способ ее получения и применение // 2666163

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе // 2664987

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.

Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах // 2663842

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок.

Формируемые из капель суспензии частицы расклинивающего агента и способ их применения // 2663753

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.

Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) // 2667254

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением. По первому варианту состав содержит 13,2-19,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 2,7-3,4, 1,6-2,0 мас. % соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. По второму варианту состав содержит 14,9-17,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6, 0,9-1,1 мас.% соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. Техническим результатом является повышение прочности гелеобразующего состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.