Ингибиторы набухания глин для буровой промышленности

Авторы патента:

МЕРЛИ, Луиджи (IT)

ФЛОРИДИ, Джованни (IT)

ЛИ БАССИ, Джузеппе (IT)

ДЖАНИ, Франческа (IT)

ПИРОВАНО, Пьеранджело (IT)

C09K8/035 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2553812:

ЛАМБЕРТИ СПА (IT)

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.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающему в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего ингибиторы гидратации, для буровой промышленности, т.е. для продуктов, которые являются эффективными в отношении ингибирования набухания глин (также называемых глинистыми сланцами), контактирующих с жидкостями, применяемыми при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин в нефтедобывающей промышленности.

Ингибиторы гидратации глин (также называемые ингибиторами глин или ингибиторами гидратации) согласно настоящему изобретению представляют собой бис-гексаметилентриамин и его соли.

Предпосылки создания изобретения

При роторном бурении скважин буровой раствор циркулирует по подземной скважине, перенося обломки выбуренной породы от бурового долота к поверхности. Одновременно буровой раствор охлаждает и очищает буровое долото, уменьшает трение между бурильной колонной и пробуренной скважиной и стабилизирует необсаженный интервал ствола скважины. Обычно буровые растворы образуют малопроницаемый фильтрационный осадок для устранения любой проницаемости, связанной с окружающими геологическими формациями.

Буровые растворы можно классифицировать по их жидкой основе: растворы на нефтяной основе, которые содержат твердые частицы, суспендированные в нефтяной непрерывной фазе и, возможно, воду или рассол, эмульгированные в нефти. В качестве альтернативы, буровые растворы на водной основе содержат твердые частицы, суспендированные в воде или в рассоле. К буровым растворам на водной основе могут быть добавлены (преднамеренно или иначе) и другие компоненты: а) органические или неорганические коллоиды, такие как глины, применяемые для придания вязкости и фильтрационных свойств; b) растворимые соли или нерастворимые неорганические минералы, применяемые для увеличения плотности раствора; с) для придания иных желательных свойств могут быть добавлены другие необязательные компоненты - такие как дисперсанты, смазывающие средства, ингибиторы коррозии, пеногасители или поверхностно-активные вещества; d) при операциях бурения в буровом растворе могут диспергироваться твердые вещества окружающей породы.

Твердые вещества, диспергируемые в буровом растворе, включают в себя выбуренные обломки породы, грунт и твердый материал из окружающей неустойчивой формации. Когда из породы отделяются твердые материалы, представляющие собой набухающую глину, возможно неблагоприятное увеличение продолжительности бурения, повышающее издержки. Глины обычно состоят из слоев, которые имеют открытые поверхностные гидроксилы. Многовалентные атомы могут создавать отрицательный потенциал на поверхности глины и в этом случае катионы могут адсорбироваться на этой поверхности. Может происходить и обмен этих катионов. Замещающие изменения в глинистой структуре и присутствие заменяемых катионов влияет на способность глины набухать в воде. Например, поверхностная гидратация способствует набуханию с молекулами воды, адсорбированными на поверхностях глин. Таким образом, могут набухать глины всех типов.

Другой тип набухания, называемый осмотическим набуханием, имеет место тогда, когда междуслойная концентрация ионов выщелачивает воду между единичными слоями глины, вызывая ее набухание. Осмотическому набуханию подвержены лишь некоторые глины. Все типы набухания глин создают целый ряд осложнений. Набухание увеличивает гидродинамическое сопротивление между бурильной колонной и боковыми поверхностями ствола скважины. Это может вызывать прекращение циркуляции бурового раствора и прихват бурильной колонны и долота. Поэтому разработка эффективных ингибиторов набухания глин является важной для промышленности нефте- и газоразведки. Настоящее изобретение направлено на преодоление этих трудностей. Известно много ингибиторов набухания глин, включая неорганические соли (такие как хлорид калия), которые эффективно ингибируют набухание глин и которые хорошо известны квалифицированным специалистам в данной области техники. Зарегистрировано много патентов, которые описывают технические приемы или продукты, которые можно применять для ингибирования набухания глин. Не приводя полную сводку патентной литературы, лишь в качестве примеров можно назвать ингибиторные композиции, основанные на: а) неорганических фосфатах, описанных в US 4605068 (Young et al.); b) полиалкоксидиаминах и их солях, описанных в US 6484821, US 6609578, US 6247543 и US 20030106718 (авторами всех этих патентов являются Patel at al.); c) производных холина, описанных в US 5908814 (Patel et al.); d) олигометилендиаминах и их солях, описанных в US 5771971 (Horton et al.) и US 20020155956 (Chamberlain et al.). В частности, патент США № 5771971 описывает применение диаминов с длиной цепи не более 8 атомов, но не сообщает о применении триаминов.

Заявка на патент США № 2007/0207932 (Merli et al.) относится к способу ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающему в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего 1,2-циклогександиамин и/или его соли.

Сущность изобретения

В одном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,2 до приблизительно 5% по массе ингибитора гидратации, который содержит бис-гексаметилентриамин, соль бис-гексаметилентриамина или их смеси.

В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой 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 ингибитора гидратации, который содержит бис-гексаметилентриамин, соль бис-гексаметилентриамина или их смеси.

В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой ингибитор гидратации, содержащий не менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина.

В еще одном другом аспекте настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 2,2 до 5% по массе ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей.

Кроме того, настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 0,02 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей.

Краткое описание чертежей

Примеры приведены, как описано ниже и проиллюстрировано на чертеже.

Следующие аббревиатуры, использованные на чертеже, обозначают ингибитор набухания глин, содержащийся в буровом растворе.

KCl - хлорид калия от Aldrich Chemicals Co.

BHTb - гидрохлоридная соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина, содержащего 24,5% по массе бис-гексаметилентриамина (Bhtb), полученного посредством добавления 53,4 г 30%-ной по массе HCl и 7 г воды к 39,5 г Bhtb (pH около 10)

HMDA - гидрохлоридная соль гексаметилендиамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к гексаметилендиамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.

BHT - гидрохлоридная соль бис-гексаметилентриамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к бис-гексаметилентриамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.

BHT+HMDA - смесь гидрохлоридных солей бис-гексаметилентриамина и гексаметилендиамина (24,5% по массе и 56,3% по массе, соответственно) в воде, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к смеси аминов до рН около 10.

На Фиг. 1 приведены конечные значения, полученные при тесте с набуханием бентонита. На Фиг. 1 аббревиатура AHR означает «After Hot Rolling» («после перемешивания с перекатыванием в горячем состоянии»).

Подробное описание изобретения

В настоящее время было обнаружено, что бис-гексаметилентриамин и его соли положительно влияют на стабилизацию набухания глин. Бис-гексаметилентриамин и его соли проявили себя превосходными ингибиторами набухания глин для нефтяной промышленности, способными эффективно ингибировать набухание глин в подземных пластах.

Поэтому основным предметом настоящего изобретения является способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора, содержащего от 0,2 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,5 до 3% по массе) ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси, что соответствует способу, в котором буровой раствор на водной основе содержит от 0,02 до 5% по массе (предпочтительно от 0,05 до 3% по массе) бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.

Согласно предпочтительному аспекту настоящего изобретения указанный буровой раствор на водной основе содержит от 0,04 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.

В еще одном другом аспекте настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 0,2 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,5 до 3% по массе) ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси; согласно этому аспекту буровой раствор на водной основе содержит от 0,02 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,05 до 3% по массе) бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.

Соли бис-гексаметилентриамина, применимые для осуществления настоящего изобретения, являются неорганическими или органическими; предпочтительные соли представляют собой соли, образованные с хлористоводородной кислотой, фосфорной кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой (более предпочтительно, с хлористоводородной кислотой).

Предпочтительно, все аминогруппы бис-гексаметилентриамина переведены в солевую форму.

Испытания на пригодность, проведенные на ингибиторах набухания глин согласно настоящему изобретению и на ингибиторах набухания глин предшествующего уровня техники, выполняли с водным раствором очищенной гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина (приблизительно 98% по массе). Кроме того, было обнаружено, что, выгодным образом, ингибитор набухания глин согласно настоящему изобретению может представлять собой гидрохлоридную соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина (продукт, коммерчески известный как донный остаток HMDA), который обычно содержит переменные количества бис-гексаметилентриамина и может быть описан номером CAS 68411-90-5.

Гексаметилендиамин широко применяют при производстве нейлона 66; обычно его получают посредством гидрогенизации адипонитрила с последующей перегонкой продуктов реакции. Отгонка гексаметилендиамина оставляет остаток (в настоящем тексте называемый «высококипящим побочным продуктом очистки гексаметилендиамина» или «донным остатком HMDA»), который содержит значительные количества бис-гексаметилентриамина вместе с гексаметилендиамином, высшими полиаминами, водой и NaOH. В настоящее время донный остаток HMDA находит лишь ограниченное применение.

В настоящее время было неожиданно обнаружено, что донный остаток HMDA и его соли можно применять в качестве очень эффективного ингибитора гидратации глин для буровых растворов на водной основе.

Было доказано, что бис-гексаметилентриамин сам по себе является очень эффективным ингибитором гидратации, демонстрирующим эффективность, близкую к эффективности гексаметилендиамина; кроме того, соединения, содержащиеся в донном остатке HMDA вместе с гексаметилендиамином и бис-гексаметилентриамином, не оказывают неблагоприятного влияния на эффективность продукта.

Обычно подходящий состав донного остатка HMDA является следующим (% по массе):

Бис-гексаметилентриамин	20-50
Гексаметилендиамин	20-70
1,2-Циклогександиамин	0-30
NaOH	0-10
Вода	10-30
Высшие полиамины	0-20

Согласно преимущественному варианту осуществления настоящего изобретения ингибитор гидратации согласно настоящему изобретению представляет собой водный раствор, который содержит не менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина, и, наиболее предпочтительно, указанный ингибитор гидратации представляет собой водный раствор, содержащий от 40 до 60% по массе воды и гидрохлоридную соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина. Было найдено, что вышеуказанный жидкий ингибитор гидратации является стабильным при температуре окружающей среды (и даже при -18°C/+50°C), что особенно полезно для его транспортировки, хранения и применения.

Ингибитор гидратации согласно настоящему изобретению может даже содержать менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина (но, преимущественно, не менее 5% по массе) при условии, что указанный ингибитор дозируют в буровой раствор на водной основе в таком количестве, чтобы содержание гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина в этом растворе составляло от 0,02 до 5% по массе.

Указанный буровой раствор на водной основе содержит непрерывную фазу на водной основе и обычно применяемые добавки, хорошо известные квалифицированным специалистам в данной области техники, такие как утяжелители, загустители, дисперсанты, смазывающие средства, ингибиторы коррозии, пеногасители и поверхностно-активные вещества; порядок, в котором эти дополнительные компоненты и ингибиторы гидратации глин согласно настоящему изобретению добавляют в буровой раствор, не является критичным. Применимые утяжелители могут быть выбранными из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций.

Указанная непрерывная фаза на водной основе может быть выбранной из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

Примеры

Испытания на пригодность проводили для определения способности бис-гексаметилендиамина (и его смесей) ингибировать набухание бентонитовой глины в водной жидкости, сравнивая его способность ингибировать набухание бентонита с аналогичной способностью гексаметилендиамина и хлорида калия, которые хорошо известны в качестве ингибиторов набухания глин.

Методики, использованные в испытании на пригодность, были следующими.

Испытание с набуханием бентонита

350 г водопроводной воды и 8 г (8 млрд.д.) ингибитора набухания глины помещали в чистый стеклянный сосуд; добавляли 40 г (40 млрд.д.) бентонита и смесь (суспензию) встряхивали на шейкере Hamilton Beach Shaker в течение 30 минут. Все образцы доводили до рН 9. Смесь перемешивали с перекатыванием при 150°F (66°С) в течение 16 часов, после чего измеряли ее реологию с использованием вискозиметра Fann 35 A. Процедуру повторяли опять, каждый раз добавляя дополнительно 10 г бентонита, пока суспензия не становилась слишком вязкой для измерения.

Испытания с восстановлением

Образец высушенного глинистого сланца измельчали и просеивали через 4-мм и 2-мм сита. Измельченные частицы глинистого сланца, которые прошли через 4-мм сито, но оставались на 2-мм сите (например, частицы глинистого сланца с размером менее 4 мм, но более 2 мм), отбирали для использования в этом конкретном испытании. Для каждой испытуемой жидкости отбирали и отвешивали по 100 г образца, отсортированного по размеру.

8 г ингибитора набухания глинистого сланца добавляли к 350 мл синтетической морской воды и затем жидкость перемешивали на шейкере Hamilton Beach Shaker в течение 15 минут. Все образцы доводили до рН 9.

100 г образца глинистого сланца, отсортированного по размеру, добавляли к этой жидкости, находящейся в бутыли. Бутыль закупоривали и встряхивали для диспергирования частиц образца глинистого сланца. Бутыль помещали в предварительно нагретый термостат и перемешивали с перекатыванием в горячем состоянии при 150°F (66°С) в течение 16 часов. После завершения этого 16-часового перемешивания с перекатыванием образец охлаждали до комнатной температуры.

Затем содержимое бутыли с образцом выливали на сито 10 меш (2 мм). Внутренность бутыли тщательно ополаскивали жидкостью, собранной после пропускания через сито с отбором 2-мм фракции глинистого сланца. Бутыль повторно ополаскивали и до удаления из нее всего глинистого сланца. После этого образец помещали во взвешенную чашку и переносили в сушильный шкаф, нагретый до 250°F (121°С), для высушивания до постоянной массы. Высушенный образец глинистого сланца взвешивали. Затем определяли процент восстановления глинистого сланца для каждой испытуемой жидкости, рассчитывая его по следующей формуле:

Процент восстановления = (масса в граммах высушенного восстановленного глинистого сланца)/(100-w_h)×100,

где w_h представляет собой первоначальное содержание влаги в глинистом сланце, отсортированном по размеру. Это первоначальное содержание влаги в глинистом сланце, отсортированном по размеру, определяют, высушивая навеску образца глинистого сланца в нагретом сушильном шкафу при 250°F (121°С) до постоянной массы. После этого образец взвешивают.

Процент первоначального содержания влаги рассчитывают следующим образом:

w_h= (масса в граммах высушенного глинистого сланца)/(первоначальная масса использованного глинистого сланца)×100.

Чем выше процент восстановления, тем выше эффективность ингибирования гидратации испытанного продукта.

Испытывали следующие ингибиторы набухания глины:

KCl - хлорид калия от Aldrich Chemicals Co.

Результаты испытаний с восстановлением приведены в Таблице 1.

Таблица 1
Ингибитор гидратации	% восстановления глины
BHTb	41
BHT	43
HMDA	31
KCl	6
BHT+HMDA	41

Результаты испытаний с набуханием бентонита представлены на Фиг. 1.

Эти результаты показывают, что бис-гексаметилентриамин сам по себе является весьма эффективным ингибитором гидратации и что удобным образом донный остаток HMDA можно использовать в качестве эффективного ингибитора набухания глины, представляющего собой удобный и подходящий источник бис-гексаметилентриамина. Сравнение образцов BHT+HMDA и BHTb показывает, что дополнительный материал, содержащийся в донном остатке HMDA, не изменяет эффективности двух главных активных ингредиентов (гексаметилендиамина и бис-гексаметилентриамина).

Хотя композиции и способы настоящего изобретения описаны в условиях предпочтительных вариантов его осуществления, квалифицированным специалистам в данной области техники будет понятно, что в способе, описанном в настоящем документе, возможны вариации, не выходящие за пределы концепции и объема настоящего изобретения. Все такие и им подобные замены и модификации, очевидные квалифицированным специалистам в данной области техники, считаются входящими в объем настоящего изобретения и соответствующими его концепции, как это изложено в нижеследующих пунктах формулы изобретения.

1. 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.

2. Способ по п. 1, где указанный буровой раствор на водной основе содержит от 0,04 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей.

3. Способ по п. 2, где указанный буровой раствор на водной основе содержит от 0,04 до 5% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина.

4. Способ по п. 3, где указанную гидрохлоридную соль бис-гексаметилентриамина добавляют в виде гидрохлоридной соли высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина, который содержит бис-гексаметилентриамин.

5. Способ по п. 1, где указанный буровой раствор на водной основе содержит от 0,05 до 3% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей в качестве ингибитора гидратации.

6. Способ по п. 1, где указанный буровой раствор на водной основе дополнительно содержит, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из утяжеляющих материалов, загущающих средств, дисперсантов, смазывающих веществ, ингибиторов коррозии, пеногасителей и поверхностно-активных веществ и их смесей.

7. Способ по п. 6, где указанные утяжеляющие материалы являются выбранными из группы, состоящей из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций, причем указанный буровой раствор содержит водную непрерывную фазу, которая является выбранной из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

8. Ингибитор гидратации, содержащий, по меньшей мере, 5% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина.

9. Ингибитор гидратации по п. 8, содержащий, по меньшей мере, 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина, которая представляет собой гидрохлоридную соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина, который содержит бис-гексаметилентриамин.

10. Буровой раствор на водной основе, содержащий от 0,02 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей, утяжеляющий материал, выбранный из группы, состоящей из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций, и водную непрерывную фазу, выбранную из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

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.

Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами // 2553807

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.

Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород // 2553753

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.

Способ получения микросфер полимерного проппанта из полимерной матрицы на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов // 2552750

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.

Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта // 2552434

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).

Газоцементный тампонажный раствор // 2552261

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.

Способ текущего ремонта подземных скважин // 2551605

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.

Способ обработки субстрата с корнеобитаемым слоем культурного газона для его реновации // 2551561

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.

Способ ухода за травяным покрытием открытых спортивных площадок // 2551559

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

Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах // 2550704

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.

Гелеобразующий состав, сухая смесь и способы его приготовления // 2553816

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.

Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора // 2554651

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.

Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта // 2554957

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.

Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям // 2554972

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.

Способ изоляции зон водопритока в скважину // 2554975

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.

Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора // 2554983

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.

Способ и композиция для третичного метода добычи углеводородов // 2555017

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.

Реагент для обработки буровых растворов // 2555023

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.

Облегченный тампонажный материал // 2555165

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.

Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин // 2555970

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.