Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур (варианты)



Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур (варианты)
Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур (варианты)
Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур (варианты)

Владельцы патента RU 2545208:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" ( ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ") (RU)

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в сокращении времени схватывания в условиях пониженных и нормальных температур при одновременном снижении времени загустевания и повышении предела прочности на изгиб/сжатие при этих же условиях. Тампонажный состав по первому варианту содержит портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, при этом в качестве добавки состав содержит хлорид натрия и карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент тампонажный 100, хлорид натрия 1,2-4,05, карбонат лития 1,6-5,4, вода 50-52, причем хлорид натрия и карбонат лития взяты в массовом соотношении 3:4 соответственно, а по второму варианту в качестве добавки состав содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, причем хлорид кальция и указанный биополимер взяты в массовом соотношении 10:1 соответственно. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

Во время прокачивания и продавки в заколонное пространство все тампонажные материалы должны быть подвижными. Однако, особенно при цементировании в условиях поглощений и наличия водоносных пластов, желательно, чтобы после установки время твердения их было минимальным с целью сокращения периода фильтрации, предупреждения размыва и обеспечения возможности проведения дальнейших работ в скважине. В связи с этим задача создания тампонажных составов с ускоренными сроками схватывания и твердения является актуальной.

Обычно для сокращения времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в цемент вводятся различные ускорители, в качестве которых в том числе применяют хлорсодержащий ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция (Авт. свид-во СССР №635221) или его смесь с добавками, например с конденсированной сульфит-спиртовой бардой (Авт. свид-во СССР №927969), с кальцинированной содой и двуокисью марганца (Патент РФ №2161240) и т.п. Однако все указанные известные тампонажные составы характеризуются недостаточно малыми сроками схватывания и медленным набором прочностных характеристик, особенно в условиях пониженных температур, что в промысловых условиях может привести к размыванию контакта цемента с породой в интервалах водоносных пластов, отфильтровыванию тампонажного материала в интервалах поглощений после окончания процесса цементирования и, как следствие, к отсутствию контакта цементного камня с колонной и породой и к нарушению контакта во время производства работ на скважине после периода ОЗЦ.

Наиболее близким к предлагаемым вариантам тампонажного материала является приготовленный определенным образом тампонажный состав, содержащий в мас.ч: тампонажный портландцемент 100, оксиэтилцеллюлозу или гидроксиэтилцеллюлозу 0,2-0,6; ускоритель схватывания: хлорид кальция, или этилсиликат, или реагент на основе алюминия 1-3, вода 45-50 (Патент РФ №2186942). Однако указанный известный состав не лишен недостатков, особенно в условиях пониженных температур, т.к.:

- имеет значительно удлиненные сроки схватывания и высокое время загустевания до консистенции 30 Вс;

- требуемой прочности достигает не ранее чем через 48 ч твердения.

Единый технический результат, достигаемый предлагаемыми вариантами изобретений, заключается в сокращении времени схватывания в условиях пониженных и нормальных температур при одновременном снижении времени загустевания до консистенции 30 Вс и повышении предела прочности на изгиб/сжатие при этих же условиях.

Указанный технический результат достигается предлагаемым тампонажным составом для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур, содержащим портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, при этом по первому варианту новым является то, что в качестве добавки состав содержит хлорид натрия и карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 100
хлорид натрия 1,2-4,05
карбонат лития 1,6-5,4
вода 50-52,

причем хлорид натрия и карбонат лития взяты в массовом соотношении 3:4 соответственно; а по второму варианту новым является то, что в качестве добавки состав содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 100
хлорид кальция 2-5
указанный биополимер 0,2-0,5
вода 50-52,

причем хлорид кальция и указанный биополимер взяты в массовом соотношении 10:1 соответственно.

В преимущественном исполнении состава по второму варианту он дополнительно содержит армирующую и кольматирующую добавку Фиброцем до 0,3 мас.ч.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Для понимания сущности вопроса следует пояснить механизм твердения соостава. Схватывание и твердение цементного состава протекают в три периода:

1. Растворение малой части вяжущего (щелочей и алюминатов), химически прореагировавшего с водой до полного насыщения жидкой фазы продуктами реакции. В то же время протекает гидратация силикатов на поверхности твердой фазы с переходом в раствор гидроксида кальция.

2. Коллоидация, при которой высокая степень раздробленности частиц, не имеющих возможности растворяться в пресыщенной среде, приводит к образованию трехмерной структуры - геля.

3. Твердение - переход из коллоидно-дисперсного в более устойчивое кристаллическое состояние. Перекристаллизация коллоидных частиц в кристаллический сросток сопровождается нарастанием механической прочности.

В свою очередь развитие структуры твердения протекает в два этапа: формирование каркаса кристаллизационной структуры с возникновением контактов срастания и обрастание уже имеющегося скелета, т.е. рост составляющих его кристаллов.

Для достижения наибольшей прочности камня необходимы оптимальные условия гидратации, обеспечивающие возникновение кристаллов новообразований достаточной величины при минимальных напряжениях, сопровождающих формирование и развитие кристаллизационной структуры. По мере формирования и роста кристаллов новообразований прочность структуры повышается. Увеличивается число связей между частицами, все больше и больше возникает контактов срастания. Преобладающее влияние в системе приобретают прочные химические связи. Коагуляционная структура переходит в кристаллизационную, образуя прочное камневидное тело.

Благодаря тому что в качестве добавки заявляемый состав по первому варианту содержит смесь хлорида натрия и карбоната лития при четко определенном их соотношении, ускоряющий эффект, вероятнее всего, реализуется по следующей схеме: карбонат лития, растворяясь в воде, диссоциирует на ионы лития и карбонат-ионы. Карбонат-ионы при первом же столкновении с ионами кальция (из портландцемента) образуют труднорастворимое соединение - карбонат кальция, являющийся новым центром кристаллизации («затравка»). Ион лития, имея высокую плотность заряда, формирует вокруг себя плотную гидратную оболочку. При взаимодействии с алюминатами кальция (одно из соединений клинкера цемента) ион лития замещает ион кальция, образуя алюминат лития, который практически мгновенно нацело гидролизуется с образованием комплексных солей лития. Гидроксиалюминат-ион взаимодействует с ионами кальция, формируя гидроалюминаты кальция, за счет которых и ускоренно формируется «каркас» цементного камня и его высокая прочность на изгиб и сжатие. Хлорид натрия непосредственно в процессах не участвует, но, возможно, создает благоприятные условия (повышает ионную силу раствора) для ускорения процесса коагуляции, то есть перехода из коллоидного состояния в кристаллическое.

Благодаря тому, что в качестве добавки заявляемый состав по второму варианту содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, при четко определенном их массовом соотношении, возможно улучшение водосвязывающих свойств, в сравнении с реагентами на основе целлюлозы, и сокращение сроков схватывания за счет ускорения растворения соединений кальция при гидратации. Улучшение свойств, по-видимому, связано со строением молекул ксантана. Главная цепь полимера идентична молекуле целлюлозы, что дает возможность предположить улучшение водосвязывающих свойств при использовании ксантановой камеди, а ответвления представляют собой остатки молекул глюкозы, маннозы, глюкуроновой кислоты, а также пировинограднокислые (пируватные) и ацетильные группы - гетероциклические радикалы, способные формировать с ионами Са2+ и катионами гидроксида кальция Са(ОН)+ прочные устойчивые комплексы, похожие по своей структуре на криптаты, в котором глюкопиранозил и фруктофуранозид (и иные гетециклические остатки), вероятнее всего, охватывают ион кальция при его приближении к атому кислорода гликозидной связи. При этом сформированные координационные соединения выводят продукты гидролиза клинкерных минералов из системы, блокируя их в устойчивые комплексы, и при смещении равновесия в сторону ускорения растворения соединений кальция достигается сокращение сроков схватывания и загустевания при одновременном повышении прочности.

Однако избыток гетероциклических ответвлений от основной цепи значительно смещает равновесие в сторону кристаллических продуктов (цементного камня), что может привести к преждевременному загустеванию тампонажного состава и его схватыванию в сроки, недостаточные для безопасного проведения работ. В связи с этим для достижения оптимальных сроков схватывания часть групп, участвующих в связывании продуктов гидролиза, блокируется путем введения четко определенного количества хлорида кальция.

Кроме того, обнаруженные при испытаниях тиксотропные свойства тампонажного материала, по-видимому, связаны с тиксотропными свойствами водных растворов ксантана.

Использование в предлагаемом составе по второму варианту дополнительно армирующей и кольматирующей добавки Фиброцем, содержащей синтетические акриловые волокна, позволяет наряду с повышением упругопластичных свойств тампонажного состава увеличить прочностные свойства образующегося тампонажного камня (при сжатии, изгибе и сцеплении с породой). Волокна способствуют повышению трещиностойкости цементного камня, так как эффективно поглощают и релаксируют динамические напряжения при образовании в цементном камне микроарматуры в матрице тампонажного камня, способной воспринимать растягивающие и ударные нагрузки. Кроме того, указанные волокна, равномерно распределенные в тампонажном материале, при нахождении его в интервале поглощения способствуют быстрому формированию фильтрационной корки, препятствующей уходу цементного раствора в пласт за счет образования сетевой перемычки. Благодаря этому тампонажный состав может использоваться в условиях поглощений, предотвращая уход цементного раствора в проницаемые отложения.

Таким образом, указанный технический результат достигается за счет синергетического эффекта компонентов и их количественного соотношения входящих в рецептуру составов по обоим вариантам.

Для получения обоих вариантов заявляемого тампонажного состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- тампонажный портландцемент марки ПЦТ-50, ГОСТ 1581-96;

- биополимер (реагент на основе ксантановой смолы), ТУ 9189-018-38892610-2012;

- фиброцем, ТУ 2458-058-40912231-2009, материал из синтетических акриловых волокон различной длины; (http://www.neftegaz.ru)

- карбонат лития, ГОСТ 8595-83;

- хлорид кальция, ТУ 6-09-5077-83, ГОСТ 450-77;

- хлорид натрия, ГОСТ 4233-77;

- техническая вода.

Пример 1. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава по первому варианту в лабораторных условиях брали 24 г хлорида натрия, растворяли его в 416 г технической воды. Далее готовили смесь из 800 г портландцемента ПЦТ-50 и из 32 г карбоната лития. Затем на приготовленном растворе хлористого натрия затворяли полученную смесь и перемешивали на лабораторной мешалке непрерывно в течение 40±10 мин со скоростью 100-150 об/мин. В результате получили тампонажный состав, содержащий следующие компоненты, мас.ч.: портландцемент - 100; хлорид натрия - 3,0; карбонат лития - 4,0; вода - 52.

Пример 2. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава по второму варианту в лабораторных условиях брали 19,5 г хлорида кальция и растворяли его в 338 г технической воды. Далее готовили смесь из 650 г портландцемента ПЦТ-50, 1,95 г биополимера и из 1,3 г армирующей и кольматирующей добавки Фиброцем марки А. Затем на приготовленном растворе хлорида кальция затворяли полученную смесь и перемешивали на лабораторной мешалке непрерывно в течение 40±10 мин со скоростью 100-150 об/мин. В результате получили тампонажный состав, содержащий следующие компоненты, мас.ч.: портландцемент - 100; хлорид кальция - 3,0; биополимер - 0,3; армирующая и кольматирующая добавка Фиброцем марки А - 0,2; вода - 52.

В процессе лабораторных исследований устанавливали следующие свойства тампонажных составов: плотность, растекаемость, время загустевания до консистенции 30 Вс, сроки схватывания, предел прочности тампонажного камня на изгиб/сжатие при хранении в пресной воде 18 часов.

Данные о компонентном содержании исследуемых тампонажных составов приведены в таблице 1.

Данные о свойствах этих тампонажных составов, полученных в ходе исследований, приведены в таблице 2.

Результаты, полученные в ходе исследований, показывают следующие преимущества предлагаемых тампонажных составов по обоим вариантам по сравнению с прототипом:

- значительное сокращение сроков схватывания в 2 и более раз даже в условиях нормальных температур. Такая же пропорция сохранится и при пониженных температурах, т.к. общеизвестно, что с понижением температуры сроки схватывания увеличиваются, т.е. у прототипа в таких условиях также будут очень растянутыми сроки схватывания;

- время загустевания до консистенции 30 Вс снижено от часа до полутора часов. Такая же пропорция сохраниться и при пониженных температурах;

- предел прочности на изгиб при хранении тампонажного камня в воде через 18 часов выше на 20-80%, а предел прочности на сжатие в этих же условиях выше на 20-100%.

Использование предлагаемого тампонажного состава в промысловых условиях обеспечивает по сравнению с существующими:

- расширение диапазона успешного применения от нормальных условий до условий низких положительных температур при обеспечении высокого качества крепления и надежного разобщения флюидопроявляющих пластов;

- сокращение времени ОЗЦ при цементировании кондукторов и технических колонн с 24 до 18 часов за счет ускоренного времени загустевания и проявления тиксотропных свойств, препятствующих размыву тампонажного материала, а также за счет сокращения сроков схватывания;

- сокращение сроков строительства скважин на 12 часов.

1. Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур, содержащий портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, отличающийся тем, что в качестве добавки состав содержит хлорид натрия и карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 100
хлорид натрия 1,2-4,05
карбонат лития 1,6-5,4
вода 50-52,

причем хлорид натрия и карбонат лития взяты в массовом соотношении 3:4 соответственно.

2. Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур, содержащий портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, отличающийся тем, что в качестве добавки состав содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 100
хлорид кальция 2-5
указанный биополимер 0,2-0,5
вода 50-52,

причем хлорид кальция и указанный биополимер взяты в массовом соотношении 10:1 соответственно.

3. Тампонажный состав по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит армирующую и кольматирующую добавку Фиброцем до 0,3 мас.%.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

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

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 10,0-20,0; анионоактивное АПАВ, или неионогенное НПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь 0,4-3,0; фосфорсодержащее соединение Афон 300М 0,01-15,0, растворитель 5,0-25,0, воду остальное. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку указанной выше кислотной композиции с последующей ее продавкой, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, причем закачку кислотной композиции проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на данный пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 17 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты. Кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта содержит композицию в виде поверхностно-активного вещества ПАВ1 амидоаминоксида общей формулы:, где R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30; R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6; R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4, и ПАВ2 - аминоксида общей формулы:, где R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16), при этом ПАВ2 используют в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, при содержании в кислотном составе указанной композиции из ПАВ2 и ПАВ1 1-2 мас.% и раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl) 6-14 мас.% на общую массу состава. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, вода - остальное. По другому варианту указанный состав содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно - технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, карбамид 5,0-10,0, вода - остальное. Технический результат - понижение температуры замерзания, повышение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти, возможность использования состава как при высокой пластовой температуре или как при тепловом воздействии, так и при низкой пластовой температуре. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 8 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала. Исходную шихту, содержащую кварцполевошпатный песок и/или кварцит и материал - источник оксида магния, сушат и осуществляют помол. Перед помолом дополнительно вводят диатомит в количестве 0,2-10,0 масс.% при содержании в шихте MgO 9,1-10,9 масс.% в пересчете на прокаленное вещество. 1 табл.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах. Многоцелевой гелеобразующий состав включает 3-4 мас.% карбоксиметилцеллюлозы или полианионной целлюлозы, 5-14 мас.% алюмокалиевых квасцов, 0,2-06 мас.% сульфанола, 0,2-0,6 мас.% пропиленгликоля, 0,02-0,06 тетрабората натрия и воду. Техническим результатом является получение нетоксичного гелеобразующего состава с уменьшенной плотностью. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и нефтеотдачи пластов. 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-03-27 2015-03-26T16:47:19
Наверх