Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами



Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами
Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами

Владельцы патента RU 2553807:

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

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C. Технический результат заключается в повышении адгезионных, прочностных показателей, снижении фильтратоотдачи и динамического напряжения сдвига, а также улучшении показателей водо- и газоблокирующих свойств тампонажного материала и сформированного цементного камня при забойных температурах от 20 до 100°C. Сущность: тампонажный материал содержит портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, при этом в качестве микродисперсных и расширяющих добавок состав содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент 75-95; МДЦК 5-25; ВКЦ 2,0-3,5; указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0; вода 47-60. 2 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Из уровня техники известен тампонажный раствор, содержащий: портландцемент тампонажный, гидроксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель, латексный повторно диспергируемый порошок (патент РФ №2297437). Недостатками этого раствора являются низкие значения прочности тампонажного камня и недостаточная его адгезия при сцеплении с металлической поверхностью, что может повлиять на герметичность заколонного пространства. Отсутствие расширяющих свойств, способных компенсировать вышеуказанные недостатки, также может привести к отсутствию контакта цементного камня, особенно в горизонтальных участках ствола скважины.

Также известен расширяющийся тампонажный состав, содержащий: портландцемент, расширяющую добавку, ускоритель сроков схватывания, понизитель водоотдачи, суперпластификатор, пеногаситель марки ПОЛИЦЕМ ДФ, воду (патент РФ №2360940). При цементировании скважин в условиях малых зазоров (11-16 мм) недостатками данного состава являются высокие реологические параметры (пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига), влияющие на прокачиваемость цемента, полноту замещения бурового раствора тампонажным, и потери давления при цементировании за счет дополнительных гидравлических сопротивлений, приводящих к вероятности гидроразрыва пластов с поглощением раствора и недоподъему его до проектной высоты.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является тампонажный раствор, содержащий: портландцемент тампонажный, структурообразователи - микрокремнезем МК-85 и водный раствор хлорида кальция, понизитель водоотдачи - натросол 250 EXR, пластификатор - окзил-см (патент РФ №2471846).

При пониженных значениях пластической вязкости недостатком указанного известного раствора являются высокие показатели динамического напряжения сдвига. Гидравлические расчеты показывают, что изменение максимального давления подачи зависит, в основном, от показателей динамического напряжения сдвига, влияющих на гидродинамические потери давления при цементировании скважины, в результате повышения которых может создаваться дополнительная репрессия на пласт. Кроме того, во время длительной эксплуатации скважины низкая прочность на изгиб (менее 2,7 МПа), свидетельствующая о хрупкости цементного камня, может негативно сказаться на герметичности заколонного пространства.

Кроме того, использование указанного известного растора при цементировании скважин с высоким газовым фактором может привести к заколонным перетокам, т.к. газоблокирующие свойства подтверждаются только низкой проницаемостью цементного камня и его сцеплением. Возможность предупреждения вероятности прорыва флюидов через известный цементный раствор во время твердения не доказана.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в улучшении эксплуатационных характеристик тампонажного материала за счет повышения адгезионных, прочностных показателей, снижении фильтратоотдачи и динамического напряжения сдвига, а также улучшении показателей водо- и газоблокирующих свойств тампонажного материала и сформированного цементного камня при забойных температурах от 20 до 100°C.

Указанный технический результат достигается предлагаемым газоблокирующим тампонажным материалом для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами, включающим портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, при этом новым является то, что в качестве микродисперсных и расширяющих добавок материал содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

портландцемент 75-95
МДЦК 5-25
ВКЦ 2,0-3,5
указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0
вода 47-60

Поставленный технический результат достигается за счет следующего. Благодаря тому, что в качестве микродисперсных добавок предлагаемый состав содержит микродисперсный цементный комплекс (МДЦК), состоящий из микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и расширяющей добавки - гидросульфоалюмината кальция, обеспечивается значительное улучшение его эксплуатационных свойств. МДЦК содержит микродисперсные материалы отечественного или импортного производства: в качестве микроцемента цементную пыль, полученную при производстве цемента, или тонкомолотый цемент; в качестве микрокремнезема - ультрадисперсный материал, получаемый в процессе газоочистки технологических печей при производстве кремнийсодержащих сплавов; метакаолин представляет собой продукт, который образуется при термической обработке каолина. Указанные компоненты используются в промышленном строительстве для упрочнения бетонных конструкций (тоннелей, мостов, фундаментов), где возникают большие перепады нагрузок при эксплуатации. Также они используются в капитальном ремонте скважин при ликвидации негерметичности обсадных труб, резьб, цементного камня. Гидросульфоалюминат кальция является расширяющей добавкой, которая получается путем смешения растворов сернокислого алюминия, гидроокиси кальция и сернокислого кальция при определенном соотношении с последующей выдержкой при периодическом перемешивании и отделением фильтрацией осадившегося кристаллического осадка. При использовании гидросульфоалюмината кальция уплотняется структура благодаря образованию эттрингита, сокращается усадка при высыхании и индуцируется сжимающее напряжение в бетонных конструкциях из-за сдерживающего расширения.

При использовании микродисперсных добавок в предлагаемом тампонажном материале, совместно с другими компонентами, особенно, гидросульфоалюминатом кальция, отмечается синергетический эффект, проявляющийся в ускорении набора прочности, увеличении прочностных характеристик, а также в снижении проницаемости и расширении цементного камня, что особенно важно в условиях горизонтальных участков с малыми кольцевыми зазорами при небольшой толщине цементного кольца (11-16 мм).

Оксиэтилцеллюлоза в указанных концентрациях значительно снижает показатели фильтрации. Реологические показатели при этом имеют оптимальные значения. Но, как оказалось, при введении сополимера винилацетата и этилена, являющегося продуктом сополимеризации винилацитета и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, совместно с оксиэтилцеллюлозой проявился синергетический эффект, при котором фильтратоотдача цементного раствора дополнительно снижается, практически не оказывая влияния на реологию. Кроме того, благодаря совместному влиянию данных полимеров, улучшились водо- и газоблокирующие свойства тампонажного материала.

Технической задачей предлагаемого изобретения является возможность качественного крепления обсадных колонн в условиях малых кольцевых зазоров при забойных температурах от +20 до +100°C за счет низких реологических и фильтрационных показателей, а также высоких упругопластичных и тиксотропных свойств тампонажного материала, высокой прочности, низкой проницаемости и безусадочности цементного камня, способствующих наиболее полному замещению бурового раствора тампонажным, снижению гидравлических сопротивлений при цементировании, предотвращению вероятности проникновения газа или воды в начальный период гидратационного твердения за счет формирования неразмываемой и флюидонепроницаемой структуры за короткий период времени, что позволяет использовать заявляемый материал также в скважинах с аномально высоким пластовым давлением или с высоким газовым фактором.

Таким образом, поставленный технический результат достигается за счет синергетического эффекта компонентов и их количественного соотношения, входящих в рецептуру заявляемого тампонажного материала.

Для получения предлагаемого тампонажного состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- тампонажный портландцемент марки ПЦТ 1G-CC-1, ГОСТ 1581-96;

- МДЦК - ТУ 5738-030-38892610-2012;

- ВКЦ - ТУ 2231-031-38892610-2012;

- NaCl/CaCl2 - ГОСТ 4233-77/ТУ 2123-020-53501222-2001;

- вода техническая.

Пример

Для приготовления предлагаемого тампонажного материала в лабораторных условиях при температуре 20±2°C брали 580 г технической воды, добавляли 19 г ускорителя - хлорида кальция, и перемешивали до полного растворения, параллельно готовили сухую смесь: из 950 г портландцемента марки ПЦТ IG-CC-1+95 г МДЦК + 28,0 г ВКЦ. Далее вручную производили перемешивание сухой смеси и водного раствора с ускорителем до однородной консистенции. Затем раствор устанавливали на мешалку для перемешивания при 1500 об/мин на 3 минуты, после чего замеряли плотность и растекаемость, далее перемешивали уже при 300 об/мин в течение 1 часа. После 1 часа перемешивания замерялись все заявленные параметры. В результате был получен тампонажный материал со следующим содержанием компонентов, мас.ч.: портландцемент ПЦТ IG-CC-1 - 95; МДЦК - 9,5; ВКЦ - 2,8; хлорид кальция - 1,9; вода - 58.

Тампонажные материалы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В промысловых условиях также готовится отдельно жидкость затворения (вода+ускоритель схватывания) в специальном мернике или в бункерах цементировочных агрегатов и отдельно сухая смесь (цемент+МДЦК+ВКЦ) в бункерах смесителей (СМН-20) или в специальных цементовозах (ТЦ-12, ТЦ-21, ТЦ-25). Перед затворением цемента температура жидкости затворения обязательно должна быть не ниже 20±2°C. Для более равномерного смешения химических добавок с цементом необходимо дополнительное перетаривание сухой смеси. Для стабилизации свойств и достижения оптимальных параметров тампонажного материала перед закачкой в скважину необходимо его перемешивание на поверхности в течение 30-40 мин.

В ходе лабораторных испытаний определяли по ГОСТ 26798.2-96, ISO 10426-1(2) и М-ИСМ-03-ОТСС-11-2009 следующие свойства тампонажного материала и цементного камня:

- плотность, г/см3;

- фильтратоотдача за 30 мин при ΔР=0,7 МПа, мл;

- водоотделение, мл;

- пластическая вязкость ПВ, мПа·с;

- динамическое напряжение сдвига ДНС, дПа;

- статическое напряжение сдвига СНС 10 с/10 мин, дПа;

- время загустевания до 30 Вс при ΔР=30,0 МПа, ч-мин;

- время формирования СНС от 100 до 500 lb/100ft, мин;

- сроки схватывания, ч-мин;

- прочность цементного камня на изгиб/сжатие/сцепление через 2 сут хранения, МПа;

- проницаемость цементного камня, мД;

- расширение/усадка цементного камня, %.

В таблице 1 приведены данные о содержании компонентов в исследованных предлагаемом и известном материалах.

В таблице 2 приведены данные о свойствах предлагаемого и известного материалов.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что предлагаемый тампонажный материал имеет следующие преимущества перед известным по прототипу:

- снижено динамическое напряжение сдвига в 3 раза;

- существенно увеличены прочностные характеристики тампонажного камня, а именно прочность на изгиб в 2,5 раза, на сжатие в 1,3 раза, на сцепление в 2 раза.

Указанные показатели тампонажного материала имеют большое значение при цементировании горизонтальных скважин и скважин с малыми кольцевыми зазорами (11-16 мм). Снижение ДНС в 3 раза уменьшает гидродинамические сопротивления в заколонном пространстве скважины при цементировании в среднем на 1,5-1,7 МПа при глубине скважины 2000 м (хвостовик 102 мм), а также вероятность возникновения ГРП (гидроразрыва пород). Увеличение прочностных характеристик позволит получить качественную герметизацию заколонного пространства, особенно в горизонтальных скважинах, где из-за эксцентричности колонны толщина цементного кольца неравномерна.

Также недостатком тампонажного материала по прототипу является то, что понизитель фильтрации и пластификатор предварительно размешиваются в жидкости затворения и только потом перемешиваются с цементом. При приготовлении материала в промышленных условиях для растворения вышеуказанных реагентов потребуется дополнительное время и подогрев воды, особенно в зимних условиях. В предлагаемом же тампонажном материале все добавки вводятся в сухом виде к цементу, в жидкость затворения вводится только быстрорастворимый ускоритель.

Выбор количественного содержания компонентов обусловлен следующим.

При содержании портландцемента ниже 75 мас.ч. наблюдается падение прочностных характеристик, а при содержании его выше 95 мас.ч. наблюдается увеличение реологических показателей. Выбранный предел концентрации МДЦК обусловлен тем, что при его содержании ниже 5 мас.ч. значительно снижается прочность на сцепление и проницаемость цементного камня, а при превышении 25 мас.ч. наблюдается резкий рост реологических показателей, при этом существенного увеличения прочностных показателей не наблюдается. Предел концентраций ВКЦ обусловлен тем, что при его содержании менее 2,0 мас.ч. водоотдача снижается незначительно, а выше 3,5 мас.ч. увеличиваются реологические показатели и сроки схватывания.

Благодаря преимуществам предлагаемого состава будет обеспечено качественное крепление обсадных колонн в условиях малых кольцевых зазоров при забойных температурах от +20 до +100°C за счет низких реологических и фильтрационных показателей, а также высоких упругопластичных и тиксотропных свойств тампонажного материала, высокой прочности, низкой проницаемости и безусадочности цементного камня, способствующих наиболее полному замещению бурового раствора тампонажным, снижению гидравлических сопротивлений при цементировании, предотвращению вероятности проникновения газа или воды в начальный период гидратационного твердения за счет формирования неразмываемой и флюидонепроницаемой структуры за короткий период времени, что позволяет использовать заявляемый материал также в скважинах с аномально высоким пластовым давлением или с высоким газовым фактором.

Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами, включающий портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, отличающийся тем, что в качестве микродисперсных и расширяющих добавок материал содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

портландцемент 75-95
МДЦК 5-25
ВКЦ 2,0-3,5
указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0
вода 47-60



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

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.
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.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

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.

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 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.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель. Способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, добавление акцептора радикалов, поставку жидкости к необходимому месторасположению в подземном пласте для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва, позволение разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля вязкости. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил. 1 пр.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов. Способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей в качестве ингибитора гидратации. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин. Технический результат - выравнивание профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц, повышение термостабильности закачиваемой кислотной композиции. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора содержит, мас.%: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - алкилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный уретановый полимер 0,05-3,0, воду остальное. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта включает закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом. Дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК. При этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0; высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0; щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0. Техническим результатом является увеличение изоляции притока вод и крепления призабойной зоны, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, обладающих пластичными свойствами в отличие от прототипа, необходимыми для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами. Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полигликоль 27,3, изопропиловый спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, медный или медно-кальциевый стеарат 3, триэтаноламин 4,5-5, метиловый эфир жирных кислот 1-1,5, диэтаноламид кокосового масла 1, оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5, нейтрализующий агент 0,5-2. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана. Дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%. Техническим результатом является снижение проницаемости кернов. 1 ил., 7 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области составов для нефтяной и газовой промышленности и может быть применено в производстве реагентов для обработки буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Реагент для обработки буровых растворов содержит феррохромлигносульфонат 94-96 вес.% и полифосфат аммония 4-6 вес.%. Изобретение обеспечивает повышение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности и экологической безопасности реагента. 3 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-06-20 2015-06-20T02:04:43
Наверх