Буровой раствор гель-дрилл



Буровой раствор гель-дрилл
Буровой раствор гель-дрилл
Буровой раствор гель-дрилл

Владельцы патента RU 2687815:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор. Буровой раствор содержит, мас.%: кальцинированную соду 0,3-0,5; гидроксид натрия 0,2-0,4; глинопорошок ПБМА 4-7; понизитель вязкости ФХЛС-М 1,0-1,5; пеногаситель БД 0,1; целлюлозу высокой вязкости АНИПОЛ-ВВ 0,2-0,4; целлюлозу низкой вязкости АНИПОЛ-НВ 0,3-0,5; карбонат кальция 33-36; цемент ПЦТ-1-50 4-5; гидроксид калия 0,2-1,0; смазывающую добавку БЛ-САЛТ 2,0-5,0; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к саморегулирующимся ингибирующим кальциевым буровым растворам, применяемым при бурении скважин в осложненных условиях. Раствор подходит для бурения в условиях осыпания глиносодержащих пород и хрупкого угля, поглощения бурового раствора, нефтегазоводопроявлений, агрессии кислых газов.

Известны саморегулирующиеся ингибирующие кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве источника кальция растворимые соли кальция, гипс, известь (гидроокись кальция).

Известен алюмогипсокалиевый буровой раствор, содержащий в качестве носителей ионов кальция гипс 1,5-1,8 мас.% и известь 0,2-0,5 мас.%, в качестве стабилизатора глинистых отложений применяются алюмокалиевые квасцы (KAl(SO4)2) 0,1-0,3 мас.%, структурообразователь глинопорошок Медиум Б 1,0-4,0% масс, калия гидроксид 0,03%масс, регуляторы фильтрации Оснопак 0,1-0,4 мас.%, Амилор Р-122 1,2-3,0 мас.% (Патент РФ №2516400, МПК С09К 8/20, опубл. 20.05.2014 г).

Недостатком является то, что применение алюмокалиевых квасцов предполагает наличие в буровом растворе свободных сульфат ионов.

Известен буровой раствор, являющийся безглинистой соленасыщенной системой и включающий в свой состав хлористый кальций, хлористый магний и известь гидратную (Патент РФ №2521259, МПК С09К 8/36, опубл. 27.06.2014 г).

Недостатком является то, что являясь высокоминерализованной системой, раствор имеет низкое удельное электрическое сопротивление (УЭС), что не позволяет производить более качественные геофизические исследования.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является известковый буровой раствор на основе коллоидной массы, содержащий щелочной электролит, гидроокись кальция, воду, разжижители КСДБ (концентрат сульфит-дрожжевой бражки), КССБ (концентрат сульфит спиртовой барды), известь, в качестве стабилизатора глин - алюминат натрия (Патент РФ №1211274, МПК С09К 7/02, опубл. 25.07.1995 г).

Недостатком изобретения является то, что содержание примесей в виде водорастворимых карбонатов в промышленном алюминате натрия требует повышенного расхода извести. Также увеличивается время приготовления бурового раствора по причине использования КСДБ, т.к. требуется предварительное затворение. Применение данного раствора ограничено температурным диапазоном до 120°С. Раствор имеет низкие реологические показатели и, как следствие, недостаточные гидроизолирующие свойства.

Задачей предлагаемого изобретения является создание бурового раствора для бурения наклонных и горизонтальных скважин, имеющих сложную геологическую природу, связанную с наличием неустойчивых глинистых пород и зон поглощений, при достаточной выносящей и удерживающей способности, а также имеющего низкий показатель фильтрации, тонкую глинистую корку с низким коэффициентом трения и обладающего высокими ингибирующими свойствами и кольматирующей способностью.

Техническим результатом является комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор включает кальцинированную соду, смазывающую добавку, понизитель вязкости, пеногаситель и воду, согласно изобретению, дополнительно содержит гидроксид натрия, глинопорошок ПБМА, в качестве понизителя вязкости содержит феррохромглиносульфонат, в качестве пеногасителя - добавку БД, полианионную целлюлозу высокой и низкой вязкости АНИПОЛ для регулирования фильтрационных свойств, карбонат кальция, цемент ПЦТ-1-50, гидроксид калия и в качестве смазывающей добавки реагент БЛ-САЛТ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кальцинированная сода - 0,3-0,5;
Гидроксид натрия - 0,2-0,4;
Глинопорошок ПБМА - 4,0-7,0;
Понизитель вязкости ФХЛС-М - 1,0-1,5;
Пеногаситель БД - 0,1;
АНИПОЛ-ВВ - 0,2-0,4;
АНИПОЛ-НВ - 0,3-0,5;
Карбонат кальция - 33,0-36,0;
ПЦТ-1-50 - 4,0-5,0;
Гидроксид калия - 0,2-1,0;
Смазывающая добавка БЛ-САЛТ - 2,0-5,0;
Вода - остальное.

Буровой раствор может содержать биополимер в концентрации 0,1% и сульфированный асфальт в концентрации 1,0%.

При вскрытии интервалов с поглощающими или водопроявляющими пластами, благодаря тиксотропным свойствам и наличию в составе раствора цемента определенной концентрации, буровой раствор создает непроницаемый экран на границе «скважина - пласт». При бурении неустойчивых глиносодержащих пород это обеспечивает стабильность ствола скважины вследствие физико-химической кольматации и изменения обменной емкости глин за счет наличия в растворе ионов кальция.

Высокое содержание свободной извести (до 20 кг/м3) предотвращает дестабилизацию бурового раствора при попадании в него углекислого газа.

Благодаря особенностям тиксотропных свойств в состоянии покоя раствор приобретает свойства твердого тела. За счет уникальных реологических свойств, требуется минимальные затраты энергии на прокачивание раствора с одновременным созданием высокоструктурированного пристенного слоя в зоне кольматации.

Применение бурового раствора совместно с кольмататором обеспечивает наибольшую кольматационную эффективность бурового раствора.

В сравнении с прототипом предлагаемый буровой раствор обладает следующими преимуществами.

Тиксотропные качества предлагаемого бурового раствора обеспечивают высокое качество очистки ствола скважины, высокая концентрация ионов кальция, благодаря наличию в растворе цемента, придает раствору ингибирующую способность за счет перевода пластовой глины в кальциевую форму. Раствор предотвращает эрозию стенок скважины, так как скорость потока раствора вблизи стенок скважины равна нулю (особенность тиксотропных свойств), обеспечивается длительная устойчивость к биодеструкции за счет наличия цемента, гидроксида калия и, как следствие, высокого pH, обеспечивается повышенная удерживающая способность в статическом состоянии за счет тиксотропных свойств. Высокое удельное сопротивление фильтрата позволяет качественно проводить ГИС (R>0,4 Ом*м). При приготовлении раствора используются экологически безопасные реагенты, также раствор имеет относительно низкую стоимость. Буровой раствор ГЕЛЬ-ДРИЛЛ сохраняет свою стабильность в течение нескольких недель (табл. 1).

При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: в пресную воду вводят гидроксид натрия для создания щелочной среды и кальцинированную соду для связывания солей поливалентных металлов для более качественной гидратации глины и повышения ее активности; далее добавляют глинопорошок и перемешивают глинистую суспензию в течение 20-30 мин до полного ее диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят последовательно понизитель вязкости ФХЛС-М, пеногаситель БД, полианионную целлюлозу АНИПОЛ и осуществляют дообработку гидроксидом калия до необходимого показателя pH. После этого в раствор вводят карбонат кальция, цемент и смазочную добавку.

Состав и свойства раствора приведены в таблице 1.

Ниже приведены примеры изготовления бурового раствора ГЕЛЬ-ДРИЛЛ.

Пример 1. В водопроводной воде растворяют 0,3% кальцинированной соды и 0,2% гидроксида натрия, далее в раствор вводят 5,0% глинопорошка ПБМА (ТУ 2164-005-04002160-2007) и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1,5% феррохромлигносульфоната ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012), добавляют 0,1% пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011). Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят полианионную целлюлозу 0,2% АНИПОЛ ВВ (ТУ 2458-033-50783875-2012) и 0,3% АНИПОЛ НВ (ТУ 2458-033-50783875-2012). В стабилизированный раствор вводят 1,0%) гидроксида калия, а затем 36,00%) карбоната кальция (ТУ 2458-076-50783875-2016), 5,0% цемента ПЦТ-1-50, и 2,0% смазывающей добавки БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 2. В водопроводной воде растворяют 0,3% кальцинированной соды и 0,2% гидроксида натрия, далее в раствор вводят 5,0% глинопорошка ПБМА (ТУ 2164-005-04002160-2007) и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1,0% феррохромлигносульфоната ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012) и 1,0% сульфированного асфальта СУЛЬФОБИТ (ТУ 2458-036-50783875-2013), добавляют 0,1% пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011). Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят 0,1% биополимер ксантанового типа (ТУ 2458-035-50783875-2013), полианионную целлюлозу 0,2% АНИПОЛ ВВ (ТУ 2458-033-50783875-2012) и 0,5% АНИПОЛ НВ (ТУ 2458-033-50783875-2012). В стабилизированный раствор вводят 1,0% гидроксида калия, а затем 33,0% карбоната кальция (ТУ 2458-076-50783875-2016), 4,0% цемента ПЦТ-1-50, и 2,0% смазывающей добавки БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

В указанном буровом растворе используют глинопорошок 4,0-7,0%. Уменьшение содержания глины приводит к получению раствора с низкими значениями структурно-механических свойств, что приводит к выпадению утяжелителя из раствора, увеличение содержания глинистой составляющей способствует увеличению вязкости раствора, что приводит к увеличению толщины корки, прихватам, плохой проходимости.

Для обеспечения устойчивости ствола скважины ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода в раствор цемента ПЦТ-1-50 в пределах 4,0-5,0%. Цемент, являясь поставщиком ионов Са2+, ингибирует глиносодержащие породы.

Для поддержания pH используют гидроксид натрия (калия).

Для регулирования реологических и фильтрационных свойств рекомендуется вводить феррохромлигносульфонат ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012) в пределах 1,0-1,5%. Однако ввод ФХЛС-М в раствор способствует его вспениванию, поэтому следует дополнительно вводить пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011).

Для регулирования фильтрационных свойств в буровой раствор вводятся полианионная целлюлоза высокой вязкости АНИПОЛ-ВВ 0,2-0,4%) (увеличение концентрации нецелесообразно, т.к. способствует загущению раствора) и полианионная целлюлоза низкой вязкости АНИПОЛ-НВ в пределах 0,3-0,5% (уменьшение содержания АНИПОЛ-НВ до 0,2% приводит к высоким значениям показателя фильтрации).

Концентрация карбоната кальция обусловлена требуемой плотностью раствора. При этом концентрация карбоната кальция может изменяться в зависимости от нужной плотности раствора. Для повышения смазывающей способности бурового раствора рекомендуется вводить смазывающую добавку БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014).

Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов определяли согласно ГОСТ 33213-2014 «Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе». В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:

- плотность (ρ, г/см3) определяли на рычажных весах;

- условную вязкость (с/кварта) определяли на воронке Марша;

- показатель фильтрации (ПФ, см3/30 мин) определи при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;

- пластическую вязкость (PV, мПа⋅с) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;

- динамическое напряжение сдвига (YP, фунт/100 футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;

- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (GEL 10 sec и GEL 10 min, фунт/100 футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;

- pH определяли pH-метром.

В таблице 3 представлены некоторые из показателей свойств буровых растворов по примерам 1 и 2.

Данные, приведенные в таблицах 2 и 3, показывают, что заявляемый раствор имеет невысокие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует прочную полимерную корку. Буровой раствор имеет высокие значения СНС, то есть он обеспечивает удержание твердой фазы во взвешенном состоянии и хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы.

1. Буровой раствор, включающий кальцинированную соду, смазывающую добавку, понизитель вязкости, пеногаситель и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит глинопорошок ПБМА, гидроксид натрия, в качестве понизителя вязкости содержит феррохромлигносульфонат, в качестве пеногасителя - добавку БД, полианионную целлюлозу высокой и низкой вязкости АНИПОЛ для регулирования фильтрационных свойств, карбонат кальция, цемент ПЦТ-1-50, гидроксид калия и в качестве смазывающей добавки реагент БЛ-САЛТ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кальцинированная сода 0,3-0,5
Гидроксид натрия 0,2-0,4
Глинопорошок ПБМ 4-7
Понизитель вязкости ФХЛС-М 1,0-1,5
Пеногаситель БД 0,1
АНИПОЛ-ВВ 0,2-0,4
АНИПОЛ-НВ 0,3-0,5
Карбонат кальция 33-36
ПЦТ-1-50 4-5
Гидроксид калия 0,2-1,0
Смазывающая добавка БЛ-САЛТ 2,0-5,0
Вода остальное

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит биополимер в концентрации 0,1 мас.% и сульфированный асфальт в концентрации 1 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к составу и технологии получения композиции на основе бентонита, применяемого в бурении.. В способе получения модифицированного бентонита для буровых растворов, включающем увлажнение дробленой бентонитовой глины до заданной влажности, смешение ее с добавкой карбоната натрия с подачей нагретого воздуха, сушку, помол, используют воздух нагретый до 80-300 град С, смешивание, помол и сушку осуществляют в мельнице, обеспечивающей возможность продува горячими газами для сушки и выноса из нее измельченной высушенной глины, с получением высушенной до влажности 9-17% модифицированной бентонитовой глины с содержанием частиц размером менее 0,075 мм не менее 80% об.

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – одинаковая эффективность воздействия на все вскрытые продуктивные горизонты со значимым отличием фильтрационно-емкостных свойств.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Настоящее изобретение относится к добыче текучих сред из подземных пластов с образованием сети скопления расклинивающего агента в трещинах пласта. Повторно восстанавливаемый островок расклинивающего агента, содержащий первое количество обработанного расклинивающего агента, достаточное для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных во время гидроразрыва, и для сохранения островков в неизменном виде, если они двигаются в пласте во время и/или после операций гидроразрыва, или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или для обеспечения формирования указанных островков в трещинах для обеспечения повторного формирования островков или их разрушения и повторного формирования во время указанных операций, для поддержания высокой проводимости трещины и для улавливания мелких частиц пласта во время указанных операций, где агент имеет частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, содержащей агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент или их смеси и комбинации, а продукт реакции амина-фосфата представляет собой продукт реакции: амина, выбранного из указанных видов веществ, и сложного фосфатного эфира, выбранного из указанных видов веществ, сложного фосфатного эфира алканоламинов, фосфатных эфиров алкилированных фенолов, фосфатных эфиров этиленгликоля или пропиленгликоля.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, СаSO4. Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин включает следующие компоненты, мас. %: трихлоруксусная кислота 10-17, сульфаминовая кислота 8-11, ингибитор коррозии КПИ-19 0,3-0,5, поверхностно-активное вещество ОП10 0,5-1,0, триполифосфат натрия 8-12, адипиновая кислота 8-12, вода остальное. Изобретение позволяет в среднем на 40% повысить эффективность очистки фильтра от выпавших на его поверхности солей. 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва. Технический результат заключается в повышении эффективности гидроразрыва пласта за счет снижения воздействия жидкости на стенки трещины и кластеры расклинивающего агента. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем включает закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара и отбор продукции с поддержкой температуры в паровой камере на заданном уровне. При этом совместную закачку осуществляют при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. 3 табл., 1 пр.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Группа изобретений относится к буровым и цементным растворам, используемым в скважинах и аналогичных сооружениях для добычи полезных ископаемых, для гражданского проектирования и строительства. Технический результат - ингибирование повышения вязкости раствора и дегидратации раствора при высоких температурах. Порошкообразная добавка для раствора для ингибирования повышения вязкости раствора и дегидратации раствора при высоких температурах включает полимер винилового спирта, который характеризуют: растворимость, составляющая 25% или менее при выдерживании в горячей воде при температуре 60°C в течение 3 ч; степень омыления, составляющая по меньшей мере 99,5 мол.%; средняя степень полимеризации, составляющая от 1500 до 4500; содержание 1,2-гликольных связей, составляющее 1,8 мол.% или менее. Порошкообразная добавка способна проходить через сито, у которого номинальный размер отверстий сетки составляет 1,00 мм. 5 н. и 6 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой. Способ добычи газа на месторождении гидратов включает разлагающее воздействие химического реагента и тепла на гидраты для выделения из них газа. В качестве химического реагента используют водный раствор пероксида водорода, снижающий равновесную температуру существования гидратов. Тепло получают от экзотермической реакции диссоциации пероксида водорода при его непосредственном контакте с гидратами. 1 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-02-19 2019-05-16T10:40:15
Наверх