Композиция, используемая для выполнения скважинных операций в нефтяных и газовых скважинах

Авторы патента:

ДЖОУНС Кристиан В. (US)

ФЕРНАНДЕС Хорхе М. (US)

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

E21B43/267 - путем расклинивания

E21B43/16 - способы усиленной добычи для получения углеводородов (формирование трещин или разрывов E21B 43/26; добыча шлама E21B 43/29; восстановление загрязненной почвы на месте B09C)

E21B33/13 - способы или устройства для цементирования щелей или подбурочных скважин, трещин или т.п.(цементировочные желонки E21B 27/02; материалы, улучшающие состояние почвы или стабилизирующие почву C09K 17/00)

C09K8/04 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2669411:

СЭСОЛ ПЕРФОРМАНС КЕМИКАЛЗ ГМБХ (DE)

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу:

в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру:

в которой R₁ представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R₂ представляет собой H или CH₃, R₃ представляет собой H или CH₃, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12. Технический результат - повышение вязкости скважинных текучих сред. Изобретение также относится к составу скважинной текучей среды и к способу обработки скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл., 8 пр.

Перекрестная ссылка на родственную заявку

Настоящая заявка испрашивает приоритет патентной заявки США № 61/856200, поданной 19 июля 2013 г., описание которой включается в настоящий документ посредством ссылки для всех целей.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение предлагает повышение вязкости неводных текучих сред и, более конкретно, повышение вязкости скважинных текучих сред. В частности, настоящее изобретение предлагает активаторы для использования в отслаивании органофильных глин, которые применяются в разнообразных приложениях, включая, например, скважинные текучие среды.

Уровень техники, к которой относится изобретение

Органофильные глины широко используются в качестве регулирующих реологические свойства материалов в широком разнообразии систем растворителей. В частности, органофильные глины находят широкое применение в скважинных текучих средах, используемых в операциях, связанных с разработкой, заканчиванием и эксплуатацией природных источников углеводородов. Типичные операции включают бурение, гидравлический разрыв подземных пластов, изменение проницаемости подземных пластов, геофизические исследования, предотвращения выноса песка, пакерные жидкости и т.д.

В частности, при бурении глубоких скважин использование органофильных глин в буровых растворах на углеводородной основе имеет определенные преимущества, несмотря на их значительно более высокую начальную стоимость. Преимущества текучих сред на углеводородной основе являются очевидными в чувствительных к воде пластах, таких как, например, набухающие сланцы, нерастворимые соляные пласты, а также в условиях высоких температур. Эти текучие среды используются для смазки бурильной колонны, в частности, при бурении искривленных или наклонных скважин и для защиты от коррозии, причем они имеют дополнительное преимущество возможности повторного использования.

Одна из основных функций органофильных глин, содержащихся в скважинных текучих средах на углеводородной основе, а также в текучих средах на другой неводной основе (такой как простые эфиры гликолей), заключается в том, чтобы действовать как повышающие вязкость вещества. Однако, как хорошо известно, что для того чтобы органофильные глины набухали в неводной скважинной текучей среде или повышали ее вязкость, как правило, необходимо использовать в небольших количествах полярные вещества в качестве активаторов. В типичных активаторах для использования с тиксотропным повышающим вязкость материалом типа глины, такой как органофильная глина, содержатся вода, этанол, метанол, гликоли, силикат натрия, фторид натрия, фторсиликат магния, кальция карбонат, полярные апротонные соединения и т. д. Пропиленкарбонат представляет собой особенно предпочтительный и широко используемый активатор.

Сущность изобретения

Согласно одному аспекту настоящего изобретения, предлагается отслаивающий материал для использования в неводных текучих средах, в частности, в неводных скважинных текучих средах.

Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения, предлагается повышающий вязкость наполнитель для использования в неводных текучих средах.

Согласно следующему аспекту настоящего изобретения, предлагается скважинная текучая среда, которую составляют неводная текучая среда, например, углеводородная текучая основа, органофильная глина и отслаивающий материал.

Согласно следующему аспекту настоящего изобретения, предлагается скважинная текучая среда, которую составляют текучая среда на углеводородной основе, имеющая значительное содержание нафтенов и/или разветвленных углеводородов, органофильная глина и отслаивающий материал.

Эти и другие отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения становятся очевидными из следующего подробного описания, в котором содержатся ссылки на графики на сопровождающих чертежах.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Термином "скважинная текучая среда" или аналогичными терминами обозначается любая текучая среда, которая используется на любой стадии исследования, бурения или добычи нефти и газа из подземных пластов.

В композициях согласно настоящему изобретению, как будет показано далее, может быть использована углеводородная основа, в том числе чистая углеводородная смесь, а также смесь углеводородов с кислородсодержащими соединениями. Как правило, углеводородная основа, которая является пригодной для использования в композициях согласно настоящему изобретению, представляет собой углеводородную основу, имеющую значительное содержание нафтенов и/или высокоразветвленных парафинов. В качестве общего правила, углеводородная основа может содержать от приблизительно 20% до приблизительно 99% или более нафтенов, изопарафинов или их смеси. В частности, углеводородная основа, имеющая такой состав, содержит углеводороды от приблизительно C8 до приблизительно C30. В представленной ниже таблице приводятся неограничительные примеры широкого разнообразия углеводородных основ, которые могут быть использованы в композиции согласно настоящему изобретению.

Таблица 1

	LPA	LPA-142	LPA-170	LPA-210	Дизельное топливо	HF-1000	ODC-15
Неразветвленные углеводороды	-	-	-	-	41,3¹	20,9	-
Изопарафины(мол.%)	25	21	28	30	14	25
Олефины	-	-	-	-	-	24,89	-
Нафтены (моноциклические) (мол.%)	62	64	60	69	22,1²	30	47
Декалины (бициклические) (мол.%)	13	15	12	1	11,9³	-	10
Ароматические углеводороды	-	-	-	-	24,7	-	15
Кислородсодержащие соединения	-	-	-	-	-	3,84	-
Интервал длины углеродной цепи	C10-C16	C-11-C12	C12-C14	C14-C16	C10-C20	C12-C22
¹Зависит от конкретного дизельного топлива ² Также содержит 2,3% трициклических соединений ³ Спирты, сложные эфиры

Как можно видеть из приведенной выше таблицы 1, в углеводородной основе могут содержаться жидкие углеводороды, в том числе от приблизительно 10% до приблизительно 35% изопарафинов, от приблизительно 30% до приблизительно 73% нафтенов, которые имеют длину углеродной цепи, составляющую от приблизительно C8 до приблизительно C30. Как можно также видеть в таблице 1, некоторые углеводородные основы могут содержать в значительных количествах неразветвленные парафины, в то время как другие углеводородные основы могут содержать в небольших количествах кислородсодержащие соединения, такие как спирты, сложные эфиры и т. д. Кроме того, как четко показывает таблица 1, некоторые углеводородные основы могут содержать олефины, в то время как другие углеводородные основы, такие как, например, дизельное топливо, могут содержать в значительных количествах ароматические соединения. Таблица 1 демонстрирует, что композиции согласно настоящему изобретению можно использовать, имея преимущество широкого разнообразия углеводородных основ, все из которых имеют значительное содержание углеводородов, хотя и другие соединения могут присутствовать в определенных случаях.

Органофильные глины, которые можно использовать в композициях согласно настоящему изобретению, включают любую глину, в которой неорганические катионы, связанные с глиной, замещаются органическими катионами, такими как четвертичные аммониевые катионы. Подходящие органофильные глины включают продукты реакции глин типа смектита, гекторита или другие глины и органические катионы, т. е. четвертичные аммониевые катионы (иногда упоминаются как гелеобразователи органофильной глины); глины типа смектита; каолиновые глины и т. д. Предпочтительные органофильные глины, используемые в качестве тиксотропного повышающего вязкость материала, в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, представляют собой глины типа смектита, выбранные из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси, наиболее предпочтительно бентонит или гекторит. В том случае, если используемая глина представляет собой продукт реакции глины и четвертичного аммониевого соединения, предпочтительные четвертичные аммониевые катионы выбираются из группы, которую составляют метил(тригидрированный талло)аммоний, диметил(дегидрированный талло)аммоний, диметилбензил (гидрированный талло)аммоний, метилбензил(дегидрированный талло)аммоний и их смеси. Примерные органоглины и гелеобразователи глины, подходящие для использования в композициях, описанных в настоящем документе, представлены в следующих патентах США, все из которых в соответствующей части включаются в настоящий документ посредством ссылки: патент США № 2531427, патент США № 2966506, патент США № 4105578 и патент США № 4208218.

Примерные имеющиеся в продаже органофильные глины, подходящие для использования в композициях описанных в настоящем документе, представляют собой CLAYTONE.RTM.IMG 400 Claytone ER, Claytone EM, и Claytone II, которые поставляет компания Southern Clay Products, Inc. (Гонзалес, штат Техас, США), или Bentone 34, Bentone 150 и BENTONE.RTM. 38 Organoclay (товарный продукт на основе гекторита, который поступает от нескольких поставщиков).

Отслаивающие материалы согласно настоящему изобретению, как правило, включают глицеринкарбонат в смеси с определенными алкоксилированными спиртами. Алкоксилированные спирты, пригодные для использования в настоящем изобретении, имеют общую формулу:

в которой R₁ представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода,

R₂ представляет собой H или CH₃,

R₃ представляет собой H или CH₃,

a составляет от 0 до 12, и

b составляет от 1 до 12.

Отслаивающий материал согласно настоящему изобретению, как правило, содержит от приблизительно 10% до приблизительно 100% глицеринкарбонат и от приблизительно 0% до приблизительно 90% алкоксилированного спирта, причем все данные количества представляют собой массовое процентное содержание по отношению к суммарной массе глицеринкарбоната и алкоксилированного спирта. Однако следует понимать, что различные отслаивающие материалы имеют различные эффективности в различных углеводородных основах. Таким образом, состав отслаивающего материала должен быть отрегулирован для соответствия рассматриваемой углеводородной основе.

Отслаивающий материал можно вводить в скважинную текучую среду любым из многочисленных способов, представляющих собой отдельное или предварительное добавление в углеводородную основу и/или глину или смешивание с углеводородной основой, глиной и другими компонентами во время изготовления скважинной текучей среды. В определенных случаях может быть использована "свая", которую составляют отслаивающий материал и органофильная глина, в чистом виде или вместе с другими компонентами, причем данная свая вводится в скважину в желательное время.

Алкоксилированные спирты, используемые в примерах, которые приведены ниже, представляют собой этоксилированные спирты, продаваемые под товарным наименованием NOVEL® компанией Sasol North America, Inc. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, этоксилированные спирты образуются, когда реагируют разнообразные спирты и этиленоксид в подходящих условиях реакции. Таким образом, получаемый в результате этоксилированный спирт имеет остаточную алкильную цепь спирта и желательное число этоксильных групп. В качестве примера, этоксилированный спирт под наименованием NOVEL® 1012-9 представляет собой этоксилированный спирт, который имеет алкильную цепь, длина которой составляет в среднем от 10 до 12 атомов углерода, и 9 этоксильных групп. Этоксилированный спирт под наименованием NOVEL® 23E9 содержат алкильную цепь из 12 или 13 атомов углерода и 9 этоксильных групп.

Как правило, композиции согласно настоящему изобретению содержат от приблизительно 95% до приблизительно 98% углеводородной основы, от приблизительно 1% до приблизительно 5% органофильной глины и от приблизительно 0,005% до приблизительно 1% отслаивающего материала, причем все данные количества представляют собой массовое процентное содержание по отношению к полной массе композиции.

Чтобы более подробно проиллюстрировать настоящее изобретение, представлены следующие неограничительные примеры.

Пример 1

Диспергировали 3 г органофильной глины Claytone® II в 100 мл дизельного топлива, содержащего 1 мл отслаивающего материала. Отслаивающие материалы представлены ниже в таблице 2. Отслаивающие материалы, представленные в таблице 2, также используются в примерах 2-7.

Таблица 2

Отслаивающий материал	Содержание
Материал 1	0% глицеринкарбоната (ГК)	50% NOVEL® 1012-9	50% NOVEL® 23E9
Материал 2	33,33% глицеринкарбоната (ГК)	33,33% NOVEL® 1012-9	33,33% NOVEL® 23E9
Материал 3	60% глицеринкарбоната (ГК)	20% NOVEL® 1012-9	20% NOVEL® 23E9
Материал 4	70% глицеринкарбоната (ГК)	15% NOVEL® 1012-9	15% NOVEL® 23E9
Материал 5	80% глицеринкарбоната (ГК)	10% NOVEL® 1012-9	10% NOVEL® 23E9
Материал 6	100% глицеринкарбоната (ГК)	-	-

Смесь перемешивали в течение трех минут и затем обрабатывали при средней скорости (3) в течение одной минуты, используя имеющий высокую скорость сдвига смеситель TURRAX. Образцы выдерживали в течение ночи (16 часов) при комнатной температуре. После этого образцы повторно гомогенизировали в течение 30 секунд и исследовали, используя вискозиметр Grace 3600. Результаты, которые представлены на Фиг.1, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 100% глицеринкарбоната.

Пример 2

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой ODC-15. Результаты, которые представлены на Фиг.2, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.

Пример 3

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA. Результаты, которые представлены на Фиг.3, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.

Пример 4

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-142. Результаты, которые представлены на Фиг.4, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 70% глицеринкарбоната и 30% алкоксилированных спиртов.

Пример 5

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-170. Результаты, которые представлены на Фиг.5, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 70% глицеринкарбоната и 30% алкоксилированных спиртов.

Пример 6

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-210. Результаты, которые представлены на Фиг.6, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.

Пример 7

Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой 10 HF-1000. Результаты, которые представлены на Фиг.7, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.

Краткое описание примеров 1-7 представлено ниже в таблице 3.

Таблица 3

Растворитель	Число атомов углерода	Интервал числа атомов углерода	Отслаивающий материал	Справочная вязкость при скорости сдвига 0,017 с^-1 (сП)
Дизельное топливо	17	10-24	Материал 6 (100% глицеринкарбоната)	311,300
ODC-15	13	10-16	Материал 5 (80% глицеринкарбоната)	164,500
LPA	13	10-16	Материал 5 (80% глицеринкарбоната)	41,100
LPA-142	11	10-12	Материал 4 (70% глицеринкарбоната)	105,700
LPA-170	13	12-14	Материал 4 (70% глицеринкарбоната)	88,100
LPA-210	15	14-16	Материал 5 (80% глицеринкарбоната)	176,200
HF-1000	14	12-16	Материал 5 (80% глицеринкарбоната)	111,600

Как можно видеть по данным в таблице 3, отслаивающие материалы согласно настоящему изобретению проявляют превосходную способность с большинством углеводородных основ повышать вязкость композиций.

Сравнительный пример 8

Чтобы более подробно продемонстрировать эффективность отслаивающих материалов согласно настоящему изобретению, осуществляли процедуру согласно примеру 1, используя четыре из углеводородных основ, которые представлены в таблице 1. Как отмечено выше, пропиленкарбонат представляет собой один из наиболее широко используемых отслаивающих материалов, с которыми используются буровые текучие среды на углеводородной основе, содержащие органофильные глины. Сравнивая данные, приведенные выше в таблице 3 и ниже в таблице 4, можно легко видеть, что отслаивающий материал согласно настоящему изобретению заметно превосходит пропиленкарбонат в отношении отслаивания органофильной глины.

Таблица 4

Растворитель	Число атомов углерода	Интервал числа атомов углерода	Отслаивающий материал	Справочная вязкость при скорости сдвига 0,017 с^-1 (сП)
Дизельное топливо	17	10-24	100% пропиленкарбоната	0,0
ODC-15	13	10-16	100% пропиленкарбоната	11,748
LPA-170	13	12-14	100% пропиленкарбоната	0
HF-1000	14	12-16	100% пропиленкарбоната	0

Одно из преимуществ настоящего изобретения заключается в том, что вода не обязательно должна присутствовать в композиции, содержащей отслаивающий материал и глину. Как хорошо известно, вода, помимо реагирования с органофильной глиной, может также взаимодействовать с другими добавками, такими как гуаровая камедь, ксантановая камедь и т.д. Тем не менее, следует понимать, что в определенных случаях добавление небольшого количества воды в качестве вспомогательного активатора может дополнительно улучшать суспендирующие характеристики получаемой в результате среды, в которой суспендируются органофильная глина. В случае использования воды она, как правило, присутствует в композиции в количестве, составляющем от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% по отношению к массе органофильной глины.

Хотя в представленном выше описании упоминается использование отслаивающих материалов согласно настоящему изобретению в сочетании с органофильными глинами, которые используются в скважинных текучих средах, следует понимать, что настоящее изобретение не ограничивается этим. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, активированные органофильные глины хорошо известны своими способностями гелеобразования и повышения вязкости органических жидкостей многих типов. Таким образом, помимо скважинных текучих сред, например, бурового раствора, они находят широкое применение в красящих составах, смазочных материалах и смолах со стекловолоконным наполнителем. Их можно также использовать, чтобы изготавливать косметические средства, краски и полировальные материалы.

Следует отметить, что при использовании в скважинной текучей среде композиция согласно настоящему изобретению может содержать определенные ингредиенты, приспособленные для конкретного применения скважинной текучей среды. Таким образом, например, если скважинная текучая среда представляет собой герметизирующую композицию, которая герметизирует подземные зоны, то можно также использовать растворимые в воде глины, сшивающие реагенты, диспергирующие вещества, цементы, наполнители и т. д. В случае вязкой текучей композиции для обработки скважин, подходящей для использования в бурении при регулируемом давлении (MPD), в композиции могут также содержаться эмульгаторы, смачивающие вещества, уменьшающие потери текучей среды добавки и утяжелители. Кроме того, как хорошо известно, текучие среды для заканчивания скважин, как правило, содержат прозрачные концентрированные солевые растворы, содержащие такой материал, как хлорид аммония, хлорид натрия, бромид натрия и т.д. Композиции согласно настоящему изобретению можно использовать для улучшения диспергирования добавок в получаемых в результате текучих средах для заканчивания скважин, таким образом, что суспендированные частицы оставались суспендированными в течение более продолжительных периодов времени или при более высоких температурах перед введением в текучие среды для заканчивания скважин. В текучих средах для гидравлического разрыва согласно настоящему изобретению, помимо повышающего вязкость наполнителя, могут содержаться расклинивающие наполнители, определенные полимерные материалы и другие ингредиенты. Способы использования разнообразных скважинных текучих сред для определенных целей хорошо известны специалистам в данной области техники и также предусматриваются настоящим изобретением. Как правило, в скважинных текучих средах согласно настоящему изобретению может содержаться добавка, выбранная из группы, которую составляют эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.

Хотя в настоящем документе описываются некоторые подробности конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, это описание приводится исключительно для целей разъяснения разнообразных аспектов настоящего изобретения и не предназначается для ограничения объема настоящего изобретения, который определяется в следующей формуле изобретения. Специалисты в данной области техники понимают, что представленный и описанный вариант осуществления является примерным, и другие разнообразные замены, изменения и модификации, включая, но не ограничиваясь ими, те проектные альтернативы, которые конкретно обсуждаются в настоящем документе, можно осуществлять на практике согласно настоящему изобретению без выхода за пределы его объема.

1. Применение отслаивающего материала для повышения вязкости неводной текучей основы, содержащей органофильную глину, при этом отслаивающий материал содержит:

глицеринкарбонат и

алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:

R₂ представляет собой H или CH₃,

R₃ представляет собой H или CH₃,

a составляет от 0 до 12 и

b составляет от 1 до 12.

2. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве по меньшей мере 10 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве до 90 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

3. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 80 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 20 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

4. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 70 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 30 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

5. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 60 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 40 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

6. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутая органофильная глина представляет собой глину типа смектита, выбранную из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси.

7. Скважинная текучая среда, которая содержит:

углеводородную основу;

органофильную глину;

отслаивающий материал, включающий глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:

R₂ представляет собой H или CH₃,

R₃ представляет собой H или CH₃,

a составляет от 0 до 12 и

b составляет от 1 до 12.

8. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая углеводородная основа содержит более чем 20% нафтенов.

9. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая углеводородная основа содержит от 10% до 35% изопарафинов.

10. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве по меньшей мере 10 мас.%, и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве до 90 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

11. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 80 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 20 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

12. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 70 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 30 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

13. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 60 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 40 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.

14. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая органофильная глина представляет собой глину типа смектита, выбранную из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси.

15. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая органофильная глина присутствует в количестве от 1 мас.% до 5 мас.% и вышеупомянутый отслаивающий материал присутствует в количестве от 0,005 мас.% до 1 мас.% по отношению к полной массе композиции.

16. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой дополнительно содержится:

вода в количестве от 30 до 50 мас.% по отношению к массе вышеупомянутой органофильной глины.

17. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой дополнительно содержится:

добавка, включающая по меньшей мере одно из веществ, представляющих собой эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.

18. Способ обработки скважин, включающий:

введение в скважину скважинной текучей среды по п. 7 и добавки, включающей по меньшей мере одно из веществ, представляющих собой эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.

19. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает бурение скважины.

20. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает гидравлический разрыв скважины.

21. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает образование гравийного фильтра.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Способ гидравлического разрыва пласта // 2667255

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Система и способ оценки в режиме реального времени эффективности матричной кислотной обработки с использованием гибких труб // 2663981

Изобретение относится к оценке эффективности матричной кислотной обработки. Техническим результатом является значительное сокращение объема получаемых данных, что ускоряет процесс интерпретации данных и делает его менее чувствительным к ошибкам.

Способ подбора кислотного состава для интенсификации добычи нефти // 2663417

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.

Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи // 2661513

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Способ кислотной обработки // 2655552

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой // 2655547

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения // 2655275

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором // 2652412

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2647136

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Способы обработки подземной скважины // 2669312

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Системы общего коллектора с встроенными гидравлическими системами передачи энергии // 2668629

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к вариантам системы гидравлического разрыва пласта. Система включает гидравлическую систему передачи энергии, выполненную с возможностью обмена давлением между первой жидкостью и второй жидкостью.

Определение параметров призабойной части трещины гидроразрыва пласта с использованием электромагнитного каротажа призабойной части трещины, заполненной электропроводящим расклинивающим агентом // 2668602

Изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородосодержащего пласта с использованием гидроразрыва.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины // 2667561

Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа // 2667536

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Способ гидравлического разрыва пласта // 2667255

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины // 2667240

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика, поинтервальное выполнение группы перфорационных с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта (ГРП) с образованием разветвленных трещин с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины.

Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) // 2667171

Группа изобретений относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к вариантам способа и устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП).

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.

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.

Способы обработки подземной скважины // 2669312