Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора

Авторы патента:

Куряшов Дмитрий Александрович (RU)

Башкирцев Антон Алексеевич (RU)

Башкирцева Наталья Юрьевна (RU)

Рахматуллин Рафаэль Рафхатович (RU)

Мингазов Рифат Радисович (RU)

C09K8/74 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2554651:

Башкирцева Наталья Юрьевна (RU)

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.

Известна жидкость для стимуляции добычи нефти, включающая гелеобразователь - цвиттерионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), ко-ПАВ и соляную, фтористо-водородную, уксусную, муравьиную кислоту или их смеси (см. патент США №6399546, МКИ C09K 7/02, опубл. 2002 г.).

Недостатком данной жидкости является ее недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны пласта.

Известен способ нефтепромысловой обработки, заключающийся в закачке в скважину кислотной композиции, состоящей из цвиттерионного (ЦПАВ), амфотерного и катионного ПАВ или их смеси, регулятора реологических свойств и неорганической или органической кислоты (см. патент ЕАПВ №010604, МКИ C09K 8/86, опубл. 2008 г.).

Известная композиция используется в основном для гидроразрыва пласта из-за высокой вязкости, образующейся в пласте системы.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемой кислотной композиции является загущенная кислотная композиция и способ ее применения для обработки призабойной зоны пласта, заключающаяся в закачке в призабойную зону пласта композиции, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, гелеобразующий агент - цвиттерионное ПАВ - амидоаминоксид, растворитель и воду (см. патент РФ №2311439, C09K 8/24, опубл.2007 г.).

Известная композиция не проявляет достаточные самоотклоняющиеся свойства, а также неустойчива при высоких температурах.

Решаемая предлагаемым изобретением задача заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости пластах, в создании новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, а также в восстановлении коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Поставленная задача решается созданием кислотной композиции для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, содержащей неорганическую или органическую кислоту или их смеси, цвиттерионное поверхностно-активное вещество и воду, причем в качестве цвиттерионного ПАВ композиция содержит алкилбетаин и дополнительно - гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер при следующем соотношении компонентов, масс.%:

неорганическая или органическая кислота
или их смеси	9,0-24,0
алкилбетаин	1,0-10,0
гидрофобно-модифицированный
полиуретановый полимер	0,05-3,0
вода	остальное

Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 масс. %.

Для приготовления кислотной композиции используют, например:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670 с изм.1;

- плавиковую кислоту (HF) по ГОСТ 10484-78;

- уксусную кислоту (УК) по ГОСТ 19814-74;

- муравьиную кислоту (МК) по Гост 9285-78;

- сульфаминовую кислоту (СК) по ТУ 2121-083-05800142-2001;

- хлоруксусную кислоту (ХК) см. Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник» Л.: Химия, 1977, стр.191-192;

- или их смеси при их соотношении (1-9): (9-1).

Алкилбетаин (АБ) представляет собой цвиттерионное поверхностно-активное вещество со следующей структурой:

где: R₁ представляет алкил, алкенил, алкиларилалкилен, алкиламиноалкилен, алкениламиноалкилен, алкиламидоалкилен или алкениламидоалкилен, где каждая из указанных алкильных групп содержит от 16 до примерно 24 атомов углерода и может быть разветвленной или линейной и насыщенной или ненасыщенной, и где указанные алкиленовые группы содержат от 1 до 6 атомов углерода;

R₂, R₃ представляют углеводородный радикал с длиной цепи от 1 до 4 атомов углерода.

Алкилбетаины производятся ООО «Компания Вереск», Россия, г. Волжский; ООО «Завод Синтанолов», Россия, г. Нижний Новгород.

В качестве анионного ПАВ используют, например:

- алкилсульфонат натрия (АСН) по ТУ 2481-308-05763458-2001;

- алкиларилсульфонат натрия (ААСН) по ГОСТ 12.1.007;

- алкилсульфат натрия (АСТН) по ТУ 6-09-07-1816-93;

- алкиларилсульфат натрия (ААСТН) по ГОСТ 1253-56.

Гидрофобно-модифицированный уретановый полимер (ГМУП) имеет следующую структуру:

где: R₁ - углеводородный радикал с длиной цепи от 8 до 24 атомов углерода;

R₂ - группы (C₆H₁₂);

n=100-300.

ГМУП является продуктом компании «Munzing Chemie GmbH», Germany, Heilbronn.

Введение в композицию гидрофобно модифицированного полиуретанового полимера повышает термостабильность кислотной композиции.

В основе действия заявляемой композиции лежит способность смеси АБ и ПАВ образовывать вязкоупругий гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой, который первоначально поступает в высокопроницаемые участки пласта и закупоривают его. Закачиваемые новые порции кислотной композиции поступают к ранее не обработанным низкопроницаемым участкам пласта, таким образом, кислотная композиция проявляет самоотклоняющиеся свойства. Механизм действия кислотной композиции основан на способности смеси АБ с ГМПУ образовывать вязкоупругий термостабильный гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой пласта. Первоначально вновь созданная кислотная композиция имеет низкую вязкость, что позволяет легко ее закачивать в пласт, затем по мере израсходования кислоты на реакцию с породой вязкость образовавшегося геля возрастает. После завершения обработки при контакте с углеводородами происходит полное разрушение вязкоупругого геля и обратным движением флюидов происходит полная очистка призабойной зоны. Таким образом, применение самоотклоняющихся кислотных композиций обеспечивает равномерную обработку продуктивного интервала пласта. Получаемые кислотные композиции термически стабильны и могут быть использованы в обводненных пластах.

Заявляемую кислотную композицию в лабораторных условиях готовят следующим образом. Составы готовых композиций приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемая композиция).

К 1,0 г АБ добавляют 0,05 г ГМУП, 9,0 г соляной кислоты и 89,95 г воды. Полученную смесь перемешивают в течение 40 минут до получения однородного состава.

Примеры 2-11. Композиции готовят аналогично примеру 1, варьируя компоненты и их содержание.

Пример 12.

К смеси, состоящей из 4,0 г АБ и 1,0 г АСН добавляют 0,5 г ГМУП, 12,0 г соляной кислоты и 82,5 г воды. Полученную смесь перемешивают в течение 40 минут до получения однородного состава.

Примеры 13-15 готовят аналогично примеру 12.

Пример 16 (прототип).

К 28,0 г соляной кислоты добавляют гелеобразующий агент, содержащий 3,0 г пропиленгликоля, 3,0 г алкиламидопропилдиметиламиноксида и 66,0 г воды.

Механизм действия полученных композиций оценивают по изменению вязкости образовавшегося кислотного геля при обработке призабойной зоны карбонатного коллектора (см. рис.1). При проведении эксперимента используют состав №6 из таблицы. Как видно на рисунке, изначально композиция обладает низкой вязкостью, при использовании соляной кислоты с 15% концентрацией эффективная вязкость менее 10 мПа·с. В ходе реакции соляной кислоты с карбонатной породой концентрация соляной кислоты снижается, образуется хлорид кальция, вязкость образовавшегося геля возрастает. После полной нейтрализации кислоты вязкость составляет 2265 мПа·с.

Таблица
по пп.	Содержание компонентов состава, мас.%
кислота	ЦПАВ	ГМУП	вода
1	HCl 0,9	1,0	0,05	98,05
2	HF 0,9	5,0	0,05	94,05
3	УК 24,0	10,0	0,85	65,15
4	МК 10,0	5,0	5,0	80,0
5	СК 5,0	5,0	0,5	89,5
6	ХК 0,9	10,0	0,05	89,05
7	HCl+HF 24,0	1,0	0,85	74,15
8	HCl 15,0	8,0	0,5	86,5
9	УК+МК 15,0	2,0	0,5	82,5
10	СК+ХК 24,0	5,0	0,85	70,15

11	HCl 0,9	ЦПАВ+АСН 5,0	0,5	93,6
12	HF+УК 5,0	ЦПАВ+АСТН 1,0	0,05	93,95
13	МК+ХК 10,0	ЦПАВ+ААСН 8,0	5,0	77,0
14	HCl 24,0	ЦПАВ+ААСТН 1,0	0,85	74,15
15 прототип	HCl 9,0	амилопропилдиметил-амин 8,0	пропиленгликоль 5,0	78,0

На рисунке 2 показана термическая стабильность заявляемой композиции (состав №2 из таблицы) по сравнению с прототипом. Как видно из рисунка, при повышении температуры вязкость заявляемой композиции снижается незначительно.

Для определения эффективности заявляемых кислотных композиций проводят исследования действия их в пористой среде - на естественных кернах Западно-Лениногорской площади Республики Татарстан. Через модель пласта прокачивают 24 поровых объемов (ПО) модельной пластовой воды, 3 ПО заявляемой кислотной композиции и повторно 19 ПО модельной пластовой воды. Динамика фильтрации кислотной композиции представлена на рисунке 3. При установившемся режиме фильтрации начальная проницаемость керна по пластовой воде составила 0,036 мкм². В процессе закачки кислотной композиции в количестве 3 ПО давление резко увеличилось, а величина Р/Ро достигла 16,5. Это свидетельствует об образовании в модели пласта вязкоупругого барьера, который препятствует прорыву кислоты сквозь керн. Последующая закачка модельной пластовой воды сопровождалась плавным снижением давления и его стабилизацией после прокачки 7 ПО. Проницаемость модели по пластовой воде в этот момент составила 0,057 мкм², она увеличилась в сравнении с начальной в 1,58 раз. Данную модель используют для исследования эффективности известной композиции. Через модель прокачивают 20 ПО модельной пластовой воды, 7,5 ПО известной композиции и повторно 7,8 ПО модельной пластовой воды. При прокачке 1,3 ПО известной композиции величина Р/Ро увеличилась до 1,52. Последующая фильтрация приводит к резкому падению давления. Таким образом, применение композиции по прототипу не обеспечивает необходимого отклонения. Результаты исследований приведены на рисунке 4.

Испытания кислотной композиции были проведены на конкретной скважине НГДУ «Елховнефть». Была проведена закачка 12 м³ кислотной композиции и 3,6 м³ нефти. При прокачивании первых порций кислотной композиции наблюдалось падение остаточного давления в трубах с 50 до 30-35 атм. Одновременно снижалось давление в затрубном пространстве с 46 до 15-20 атм, что может свидетельствовать о том, что закачиваемая кислотная композиция движется по наиболее дренируемым пропласткам. При продавке последних порций кислотной композиции оторочкой нефти объемом 3,6 м³ наблюдался рост давления с 50 до 70 атм, что может свидетельствовать о поступлении кислотной композиции в низкопроницаемые пропластки, проникновение в которых требует повышения давления закачки. При использовании заявляемой самоотклоняющейся кислотной композиции за 1,5 года было добыто дополнительно 488 т нефти.

Таким образом, использование самоотклоняющейся кислотной композиции позволяет эффективно обрабатывать призабойную зону с различной неоднородностью, образующийся гель полностью разрушается при контакте с пластовыми жидкостями и легко выводится из зоны, не оставляя повреждения породы.

1. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора, содержащая неорганическую или органическую кислоту, или их смеси, цвиттерионное поверхностно-активное вещество и воду, отличающееся тем, что в качестве цвиттерионного поверхностно-активного вещества композиция содержит алкилбетаин и дополнительно - гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер при следующем соотношении компонентов, мас.%:

неорганическая или органическая кислота,
или их смеси	9,0-24,0
алкилбетаин	1,0-10,0
гидрофобно-модифицированный
полиуретановый полимер	0,05-3,0
вода	остальное

2. Кислотная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%.

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.

Ингибиторы набухания глин для буровой промышленности // 2553812

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.

Ловушка радикалов в операциях интенсификации притока нефти и газа // 2553809

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 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.

Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием // 2556557

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы. Композиция для очистки ствола скважины содержит, мас.%: растворитель 10-45; сорастворитель 10-40; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество 5-10; очищающее поверхностно-активное вещество 5-20; неионогенное поверхностно-активное вещество 1-10; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество 1-5; эмульгирующее поверхностно-активное вещество 1-5; водная жидкость 1-5. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.,2 ил.

Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе // 2557268

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное. Технический результат- повышение текучести, снижение водоотдачи, повышение прочности и долговечности цементного камня. 2 табл.