Состав для повышения нефтеотдачи пластов



Состав для повышения нефтеотдачи пластов
Состав для повышения нефтеотдачи пластов
Состав для повышения нефтеотдачи пластов
Состав для повышения нефтеотдачи пластов

Владельцы патента RU 2547871:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас.: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1-2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.

Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению. Технологически применение состава вызывает затруднения, связанные с необходимостью корректирования концентрации аммиака в зависимости от минерализации пластовых вод и концентрации глицина.

Известен реагент для повышения нефтеотдачи пласта (Патент RU №2178519, опубл. 20.01.2002), содержащий оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CnH2n+1COO(C2H4O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810.

Его недостатком является способность реагента образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Низкая биоразлагаемость компонентов реагента является также негативным фактором.

Известен состав для добычи нефти (Патент RU №2125647, опубл. 1999), представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ-продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%).

Недостатком известного состава является тот факт, что он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, которые отравляют пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №2178068, опубл. 10.01.2002), принятый в качестве прототипа, содержащий загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CnH2n+1COO(C2H4O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0; фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2; вода - остальное.

Недостатком данного состава является его способность образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости, что понижает экологичность состава.

Техническим результатом изобретения является получение безопасного в применении состава, обладающего высокими нефтевытесняющими свойствами, оказывающего влияние на реологические свойства нефти (уменьшение вязкости и напряжения сдвига), направленного на повышение нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит смесь рапсового и пальмового масел с добавлением ксилола при следующем соотношении компонентов, масс. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.

Описываемый состав поясняется следующими фигурами, на которых представлены:

фиг. 1 - графики зависимостей эффективной вязкости и напряжения сдвига от температуры для образцов сырой нефти Демидовского месторождения и с добавлением реагента в указанных концентрациях;

фиг. 2 - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С;

фиг. 3 - этап 2, вытеснение нефти минерализованной водой;

фиг. 4 - этап 3, вытеснение нефти реагентом.

Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- ксилол 2,0 - 5,0%, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;

- масло рапсовое 90,0 - 95,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53457-2009,

- масло пальмовое 3,0 - 8,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53776-2010.

Добавление ксилола увеличивает отмывающую способность состава по отношению к смолам, асфальтенам и парафинам. Рапсовое и пальмовое масла обладают пептизирующими свойствами, разделяют агрегаты асфальтенов и таким образом уменьшают вязкость нефти при их взаимодействии на границе «реагент-нефть».

Рабочий агент закачивают 2-8 оторочками в нагнетательную скважину. Оторочки состава продавливают водой и продолжают заводнение. В качестве воды могут быть использованы подтоварная вода, или вода из системы подержания пластового давления, или пресная вода. Состав не образует эмульсий как с высокоминерализованной, так и с пресной водой.

Для более эффективного воздействия на пласт необходимо после закачки реагента провести технологическую выдержку от 72 до 96 часов.

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. Были проведены реологические исследования по выявлению воздействия реагента в различных концентрациях на реологические свойства нефти Демидовского месторождения (плотность 910 кг/м3, кинематическая вязкость 32 мм3/с при пластовой температуре 52°С, высокое содержание смол и асфальтенов (до 14% масс.)) при выполнении динамических испытаний на автоматическом ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1.

Результатом стало уменьшение проявления тиксотропных свойств нефти в широком диапазоне температур. На фиг. 1 черными линиями обозначены вязкость (сплошная линия) и напряжение сдвига (пунктир) для сырой нефти, а красным и зеленым цветами показано изменение вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для нефти с добавлением реагента. Из сопоставления полученных кривых видно, что даже массовая концентрация 0,5% реагента заметно снижает динамическую вязкость нефти и величину напряжения сдвига.

Снижение динамической вязкости сырой нефти на 55 мПа·с (при 20°С вязкость сырой нефти составила 227 мПа·с, а с добавлением реагента-растворителя в концентрации 0,5% - 172,1 мПа·с) позволяет сделать вывод о том, что используемый реагент достаточно эффективен в качестве диспергатора, снижающего вязкость нефти в скважинных условиях.

Дополнительно было исследовано влияние состава на начальное напряжение сдвига разрушения структуры в образце высоковязкой нефти (фиг. 2). На фиг. 2 приведены графики зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С. Сырая нефть обладает более высоким напряжением сдвига при сравнении с пробой нефти, в которую был добавлен реагент в массовой концентрации 0,5% (обозначена на графике зеленым). Результат - уменьшение начального напряжения сдвига.

Пример 1. 50 г пальмового масла вводят в 900 г рапсового масла, добавляют 50 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 57 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 2. 30 г пальмового масла вводят в 950 г рапсового масла, добавляют 20 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 65 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 3. 50 г пальмового масла вводят в 920 г рапсового масла, добавляют 30 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 62 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Эффективность применения предлагаемого состава изучали в процессе доотмыва нефти из образцов кернового материала пласта А2 Серного месторождения.

Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Ход эксперимента: для проведения фильтрационного эксперимента были выбраны 2 керна № S-l, S-2 абсолютной проницаемостью 0,450 и 0,520 мкм соответственно, что позволило сформировать составную модель общей длиной 14,75 см с целью недопущения образования «концевых эффектов», что соответствует требованиям ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Приготовление модели пластовой воды Серного месторождения с общей минерализацией 271 г/л, используемой для насыщения кернов и фильтрации, производилось путем растворения в дистиллированной воде солей NaCl, MgCl2, KCl, CaCl2. Плотность минерализованной воды при 20°С составила 1,1677 г/см.

Насыщение исследуемых образцов естественного керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с использованием вакуумного насоса и ручного сатуратора согласно ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». С целью оценки степени насыщения образцов керна водой производилось их предварительное высушивание при 85°С в течение 24 часов и последующее взвешивание.

После формирования в керновом материале 100%-ой водонасыщенности производилось моделирование остаточной водонасыщенности исследуемых образцов керна с использованием центрифуги ОПН-8. Затем составная модель помещалась в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci Technologies), где создавались давление гидрообжима равное 17,24 МПа и температура в 20°С.

На первом этапе эксперимента выполняли замещение воды нефтью Серного месторождения (тяжелая 0,9044 т/м3, высоковязкая 212,1 мПа·с) в образцах керна, в результате чего составная модель пласта была насыщена 12,5 мл нефти и 3,47 мл невытесненной воды.

Второй этап заключался в вытеснении нефти моделью воды при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 5,5 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти по воде составил 4,53/12,5=0,362 д.ед. На фиг. 3 представлены результаты вытесенения нефти минерализованной водой.

Третий этап эксперимента позволил определить коэффициент довытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 7,62 МПа/м. Коэффициент вытеснения остаточной нефти по реагенту составил 3,21/12,5=0,25 д.ед. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,61 д.ед. (вытеснение водой 0,36 д. ед., довытеснение реагентом 0,25 д.ед.). На фиг. 4 представлены результаты довытесенения нефти реагентом. Концентрация нефти в растворе «реагент + нефть» определялась при помощи плотномера DE 40 (Mettler Toledo), обладающего функцией измерения концентрации вещества в жидкости.

Результаты эксперимента показали, что реагент проявил высокую эффективность при закачке оторочкой в количестве 2 поровых объемов, при этом достигнутый максимальный градиент давления является средним значением, что позволит успешно применять данный состав на промыслах.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, отличающийся тем, что в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

рапсовое масло 9 0,0-95,0
пальмовое масло 3,0-8,0
ксилол 2,0-5,0



 

Похожие патенты:
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.

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.
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.

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

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты.

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.
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.

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.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре. Способ включает подачу насосом в зону ствола скважины или в призабойную зону скважины гелеобразующего материала для борьбы с поглощением бурового раствора (LCM), включающего жидкость-носитель, содержащую полимеризующиеся соединения. Причем материал для борьбы с поглощением дополнительно включает инициатор полимеризации и капли ускорителя в оболочках, содержащегося в них. Подвергают гелеобразующий материал воздействию, достаточному для разрушения целостности оболочек. Обеспечивают контакт между полимеризующимися соединениями, инициатором полимеризации и ускорителем. Техническим результатом является повышение эффективности устранения поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил., 7 табл., 5 пр.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции: введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт; создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону; введение предшественника геля в зону и создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 38 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах содержит, % мас.: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; воду остальное. 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента. В качестве реагента используют 1%-ный водный раствор перекиси водорода. Обработку верхнего слоя субстрата спортивных площадок с травяным покрытием осуществляют путем полива дождеванием циклом по 5 поливов в сутки в течение 5 дней в количестве 20 т на один полив. После обработки реагентом удаляют вспученную на поверхность открытых спортивных площадок органическую массу, выдерживают перерыв в обработке в течение двух дней. Затем повторяют цикл обработки травяного покрытия также путем проведения полива дождеванием 1%-ным водным раствором перекиси водорода и в случае необходимости проводят подсев семян дернообразующих злаков для восстановления травяного покрытия открытых спортивных площадок. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования травяного покрытия и упростить уход за травяным покрытием. 1 пр.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием. Причем первый полив осуществляют из расчета 20 т раствора перекиси водорода на 0,8 га. Удаляют вспученную на поверхность массу органического материала, затем осуществляют последующие три полива в течение двух суток по мере появления темных пятен органического материала на песке до получения на поверхности субстрата чистого песка без органического материала. Осуществляют два промывочных полива и подсыпают песок для последующего высевания в него семян дернообразующих злаков. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования сильной корневой системы травяного газонного покрытия, сократить сроки восстановления газонов. 1 пр.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею. При этом частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. 7 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-04-10 2015-04-10T11:29:12
Наверх