Гидрогельмагниевый буровой раствор

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур до 150°С. Гидрогельмагниевый буровой раствор включает воду, каустическую соду, хлористый натрий, хлористый магний и стабилизатор. В качестве термосолестойкого стабилизатора введен термосолестойкий полиэлектролит Силфок-2540С при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: сополимер Силфок-2540С 12-15; магний хлористый 15-20; каустическая сода 2-2,5; натрий хлористый 30; вода 100. Обеспечивается повышение термостойкости раствора для бурения хемогенных пластов и неустойчивых глинистых пород. 1 табл.

 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении хемогенных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур до 150°С.

Из уровня техники известен эмульсионный буровой раствор, включающий дисперсионную среду, дисперсную фазу и эмульгатор. В качестве дисперсионной среды в нем используют водные растворы хлористых солей натрия, железа, магния, алюминия, в качестве дисперсной фазы - отходы очистки масел, в качестве эмульгатора - отходы производства изопропилового спирта со стадии отстоя спирта-сырца и ректификации эпюрата и дополнительно - каустическую соду при следующем соотношении компонентов (в мас. %): отходы очистки масел - 10-25, указанные отходы производства изопропилового спирта - 20-40, указанные хлористые соли - 5-15, каустическая сода - 0,5-1,5, вода - остальное (см. патент RU 2114889 C1, С09K 7/02, опубл. 10.07.1998). Известный раствор может быть легко приготовлен по упрощенной технологии с повышенным качеством. Однако известный раствор имеет недостаток, заключающийся в невысокой термостойкости раствора.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является гидрогель магния, включающий воду, жидкий рассол неорганических солей NaCl/MgCl2, обработанный раствором концентрированной щелочи NaOH. После чего в них вводят традиционные химреагенты и утяжелители, (см. «Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах», Обзор по основным направлениям развития отраслей, серия «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1978, стр. 25-31). Недостаток известного состава заключается в низкой термостойкости, (до 110-120°С).

Задача изобретения состоит в разработке поликатионного гидрогельмагниевого бурового раствора для бурения хемогенных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур при удешевлении приготовления бурового раствора и повышения качества.

Технический результат изобретения - повышение термостойкости раствора для бурения хемогенных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температуры до 150°С.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в состав гидрогельмагниевого бурового раствора, включающего воду, хлористый натрий, хлористый магний, каустическую соду и стабилизатор, в качестве термосолестойкого стабилизатора введен сополимер Силфок-2540С при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

сополимер Силфок-2540С 12-15;
хлористый магний 15-20;
каустическая сода 2-2,5
натрий хлористый 30;
вода 100.

В качестве сополимера используют Силфок-2540С, который получают сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8.

Силфок-2540С представляет с собой вязкую жидкость с концентрацией основного вещества 35%. Стабилизатор Силфок-2540С является эффективным термосолестойким понизителем показателя фильтрации буровых растворов.

Силфок-2540С - синтетический высокомолекулярный катионный водорастворимый сополимер, как разветвленного строения, так и линейно-циклической структуры, представляющий собой многокомпонентный реагент, выпускаемый для обработки буровых растворов, используемых при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях в нефтегазодобывающей промышленности.

Используемый в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости сополимер Силфок-2540С отличается как по составу, так и по эффективности воздействия на буровые растворы и глинистые породы. Он устойчив при температуре до 2500°С к полисолевой, сероводородной, углекислотной и другим агрессиям.

Благодаря уникальному составу полиэлектролит Силфок-2540С по стабилизирующей способности значительно превосходит полидадмахи. Введение этого полиэлектролита в предлагаемый состав приводит к эффективному ингибированию и набуханию глин, а также повышает крепящие свойства бурового раствора и его термостойкость. Буровой раствор, стабилизированный реагентом Силфок-2540С, обладает высокой плотностью и многоразовым использованием.

Для приготовления раствора используется структурообразователь - гидрогель магния, который образуется при взаимодействии хлорида магния с каустической содой. Введение гидрогеля магния позволяет поддерживать значения динамического и статического напряжений сдвиг, а также позволяет получить дополнительный экономический эффект при вскрытии продуктивных пластов.

При необходимости буровой раствор может утяжеляться различными известными в бурении утяжелителями.

Изобретение поясняется с помощью Таблицы, в которой представлены технологические показатели известного и предлагаемого растворов.

Из Таблицы можно видеть, что при содержании в растворе полиэлектролита Силфок-2540С ниже 12 мас. ч. происходит рост показателя фильтрации после термостатирования (табл., п. 3). Увеличение содержания Силфока-2540С свыше 15 мас. ч. неэффективно (табл., п. 6), так как приводит к перерасходу реагента без существенного улучшения показателя фильтрации.

В Таблице приняты следующие сокращения и обозначения:

БРГМ - буровой раствор гидрогель магния, включающий хлорид натрия (NaCl) до насыщения, 20 мас. ч. бишофита (хлорид магния - MgCl2) и 2 мас. ч. каустической соды (NaOH);

КССБ - конденсированная сульфит-спиртовая барда;

КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза;

ηпл - пластическая вязкость (мПа⋅с);

τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па);

CHC1/10 - статическое напряжение сдвига (дПа) за 1-10 минут;

ПФ* - показатель фильтрации при комнатной температуре 25° и высокой температуре 150°С (см3).

При необходимости для улучшения свойств раствора дополнительно могут быть введены смазывающие добавки, многоатомные спирты, пеногасители, кольматанты и другие реагенты общеулучшающего действия.

Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом. Сначала в воду вводят хлорид натрия, затем добавляют хлорид магния, Силфок-2540С и каустическую соду, далее, при необходимости вводится баритовый утяжелитель.

Гидрогельмагниевый буровой раствор, включающий воду, хлористый натрий, хлористый магний, каустическую соду и стабилизатор, отличающийся тем, что в качестве термосолестойкого стабилизатора раствор содержит Силфок-2540С при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

сополимер Силфок-2540С 12-15
хлористый магний 15-20
каустическая сода 2-2,5
хлористый натрий 30
вода 100



 

Похожие патенты:
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к области строительства скважин на нефть и газ, а именно к способам получения реагентов для обработки буровых растворов. Способ получения крахмального реагента для бурения заключается в модифицировании нативного крахмала.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к композициям расклинивающего агента, способам уплотнения пласта и добычи жидкостей из подземного пласта. Предложенные композиции включают (1) агрегирующие композиции, способные образовывать деформируемые частичные или полные покрытия на поверхностях пласта, поверхностях пластовых частиц, поверхностях твердой фазы скважинной жидкости и/или поверхностях расклинивающих агентов, где указанные покрытия увеличивают склонность к агрегации и/или агломерации частиц и поверхностей таким образом, что получают кластеры или столбы частиц, имеющие деформируемые покрытия, и (2) композиции, стабилизирующие и/или усиливающие агрегацию, способные изменять свойства покрытых кластеров или столбов таким образом, что получают сцементированные, стабилизированные и/или упрочненные кластеры или столбы.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта его гидравлическим разрывом – гидроразрывом. Композиция гидроразрыва пласта, содержащая супервпитывающий полимер, переводимый в расширенное состояние и выполненный с возможностью разрушения в ответ на возникновение условия разрушения, множество частиц проппанта, размещенных в супервпитывающем полимере до высвобождения множества частиц проппанта из него в ответ на его разрушение, средство обработки скважины, содержащее ингибитор осадкообразований, трейсер, рН-буферное средство или их комбинацию, и флюид для перевода супервпитывающего полимера в расширенное состояние, где ингибитор осадкообразований содержит композицию, содержащую карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую кислоту, полимер, содержащий карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую группу, или их комбинацию, трейсер содержит фторированную бензойную кислоту, перфторированный углеводород, спирт, кетон, органическую кислоту, галогенизированную композицию или их комбинацию и рН-буферное средство представляет собой щелочь или щелочно-земельную соль карбоната, цитрата, глюконата, фосфата или тартрата, оксид щелочно-земельного металла, органический полиэлектролит или их комбинацию.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к способам предотвращения обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в ходе добычи флюидов из подземного пласта. Предложен способ подавления вызываемого загрязнениями обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в подземном пласте или отводимых из подземного пласта или подводимых к нему, при этом способ включает: (а) нанесение на оксид металла на поверхности металлических труб, трубопровода или емкости агента для модификации поверхности, который содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост, причем якорный фрагмент представляет собой металл или производное органической фосфорсодержащей кислоты, а гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба компонента – кремнийорганический материал и фторированный углеводород, (б) присоединение якорного фрагмента, по крайней мере, к части оксида металла, и (в) подавление обрастания компонентами флюида труб, трубопровода или емкости за счет воздействия гидрофобного хвоста на флюид.

Изобретение относится к области неорганической химии, а именно к способу получения поликристаллов четверных соединений ALnAgS3 (A=Sr, Eu; Ln=Dy, Но) моноклинной сингонии со структурой типа BaErAgS3, которые перспективны для применения в качестве люминофоров, полупроводников и неметаллических ферромагнетиков, оптических материалов.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Способ обработки подземного пласта из ствола скважины, в котором обеспечивают обрабатывающий флюид, содержащий неоднородные частицы, которые содержат разлагаемый материал и стабилизатор.

Раскрыты способы обработки подземного пласта, которые включают введение флюида для обработки, содержащего фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы, в подземный пласт через ствол скважины и создание пробки, содержащей фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы флюида для обработки.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью. Способ повышения отдачи флюида из скважины, проходящей через подземный пласт, включающий стадии, на которых закачивают первый флюид в подземный пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещины вблизи ствола скважины, где первый флюид содержит смесь закупоривающего агента и проппанта, при этом закупоривающий агент растворим в условиях добычи флюида из скважины, заливают первый флюид в высокопроницаемую зону трещины, расклинивая по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируя по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают второй флюид в подземный пласт и в зону подземного пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, в условиях пластового резервуара и добывают флюид из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью. Способ интенсификации притока из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых перфорируют обсадную колонну внутри ствола скважины для создания канала вблизи ствола скважины, который проходит от обсадной колонны внутрь подземного пласта, закачивают в подземный пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения трещины вблизи ствола скважины, флюид, содержащий смесь закупоривающего агента и проппанта, где закупоривающий агент растворим в условиях пласта, заливают смесь в высокопроницаемую зону в трещине вблизи ствола скважины и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, гранулометрический состав которого достаточен для по меньшей мере частичной блокировки проникновения второго флюида в высокопроницаемую зону пласта, закачивают второй флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент вблизи ствола скважины в условиях пластового резервуара и добывают флюид из высокопроницаемой зоны, содержащей проппант из указанной смеси. Способ повышения отдачи флюида из зоны вблизи ствола скважины, проходящей через подземный пласт, включающий стадии, на которых закачивают первый флюид, содержащий смесь закупоривающего агента и проппанта, в высокопроницаемую зону трещины вблизи ствола скважины, где закупоривающий агент растворим в условиях пластового резервуара, заливают смесь первого флюида в высокопроницаемую зону, расклинивая по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом первой смеси и блокируя по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид, содержащий закупоривающий агент, в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, закачивают загруженный проппантом флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, необязательно повторяют последние указанные стадии, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают флюид из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью. Способ интенсификации притока из подземного пласта, через который проходит пластовый резервуар, включающий стадии, на которых вводят в пластовый резервуар флюид, содержащий смесь следующих компонентов: по меньшей мере один алифатический полиэфир, имеющий общую формулу из приведенных повторяющихся единиц, и (ii) по меньшей мере одно соединение приведенной формулы или его ангидрид, причем флюид имеет гранулометрический состав, подходящий для блокировки проникновения флюида в высокопроницаемую зону пласта, и отклоняют поток флюида в низкопроницаемую часть пласта. Способ уменьшения утечки флюида в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых закачивают в ствол скважины флюид, содержащий смесь компонентов: (i) по меньшей мере один алифатический полиэфир, имеющий приведенную формулу, и (ii) по меньшей мере одно соединение приведенной формулы или его ангидрид, и формируют фильтрационную корку из указанного соединения на стенке подземного пласта или на поверхности ствола скважины. Способ борьбы с пескопроявлением для ствола скважины, проходящего через подземный пласт, включающий стадии, на которых вводят в ствол скважины суспензию, содержащую частицы из следующих соединений: (i) по меньшей мере один алифатический полиэфир, имеющий приведенную формулу, и (ii) по меньшей мере одно соединение приведенной формулы или его ангидрид, и размещают по меньшей мере часть твердых частиц, прилежащих к подземному пласту, для формирования проницаемой для флюида набивки, способной уменьшить или в большей мере предотвратить проход частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины, в то же время давая возможность пластовым флюидам проходить из подземного пласта в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - расширение возможностей добычи углеводородов из высокопроницаемых зон в системе трещин. 7 н. и 40 з.п. ф-лы, 7 табл., 7 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %: трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C. Магнезиальный тампонажный материал, содержащий порошок магнезитовый каустический, хлористый магний, воду и добавки, отличающийся тем, что в качестве добавок содержит серпентинитомагнезит и оксиэтилидендифосфоновую кислоту - ОЭДФК, а в качестве хлористого магния и воды - природный рассол бишофита плотностью 1300 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: порошок магнезитовый каустический 26,76-37,50, серпентинитомагнезит молотый 8,92-12,50, ОЭДФК 0,00-1,50, природный рассол бишофита плотностью 1300 кг/м3 остальное. Технический результат - получение тампонажного материала с регулируемыми сроками загустевания и схватывания и формирование цементного камня высокой прочности и высоким коэффициентом водостойкости. 2 табл.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%. Гидролизующиеся частицы, используемые для добычи полезных ископаемых, включающие гидролизующуюся смолу, имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм и сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют Mw не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности добычи полезных ископаемых при использовании гидроразрыва пласта. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 пр.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур до 150°С. Гидрогельмагниевый буровой раствор включает воду, каустическую соду, хлористый натрий, хлористый магний и стабилизатор. В качестве термосолестойкого стабилизатора введен термосолестойкий полиэлектролит Силфок-2540С при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: сополимер Силфок-2540С 12-15; магний хлористый 15-20; каустическая сода 2-2,5; натрий хлористый 30; вода 100. Обеспечивается повышение термостойкости раствора для бурения хемогенных пластов и неустойчивых глинистых пород. 1 табл.

Наверх