Ремонтно-изоляционный, тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ "quick-stone"

Авторы патента:

Малыхин Игорь Александрович (RU)

Комаров Антон Олегович (RU)

Чесноков Дмитрий Вадимович (RU)

Бармин Андрей Викторович (RU)

Рамазанов Рустам Рашитович (RU)

C09K8/467 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2563466:

Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" (RU)

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин. Технический результат - создание ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, который обладает следующими качествами: контролируемость и прогнозируемость времени схватывания тампонажного камня, с точностью до минуты, в различных баротермальных условиях от минусовых (минус 5°C) температур до 180°C; предотвращение потерь прочностных характеристик во время пребывания материала в условиях обводненности, обеспечение седиментационной устойчивости раствора. Ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ, содержащий оксид магния и воду, дополнительно содержит семиводный сульфат магния, гексаметафосфат натрия и нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем содержании компонентов, мас.%: оксид магния 44,71-55.56, семиводный сульфат магния 13,33-22,47, вода 29,47-35,77, гексаметафосфат натрия 0,1-2,7, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,14. 7 ил., 1 табл.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при осуществлении процессов бурения и ремонта нефтяных, газовых и водных скважин с целью ликвидации поглощений промывочной жидкости, ремонтно-изоляционных работ с целью ликвидации водопритоков, а также при цементировании межколонного пространства и обсадных колонн.

Известен тампонажный материал (патент РФ №2295554, дата приоритета 03.02.2006), применяемый при цементировании межколонного пространства и обсадных колонн в интервалах безводной части вскрытого разреза в нефтяных и газовых скважинах в температурном диапазоне 10-30°С со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Недостатком данного материала является его ограниченное применение, поскольку он предназначен для применения только в интервалах безводной части вскрытого разреза скважин в температурном диапазоне 10-30°С и имеет низкие гидроизолирующие свойства, так как не обеспечивает надежную изоляцию зон поглощений промывочной жидкости в мелко- и крупнопористых, трещиноватых, кавернозных и смешанных породах с интенсивными и катастрофическими поглощениями промывочной жидкости.

Известен тампонажный состав (патент РФ №2293100, дата приоритета 24.10.2005) для изоляции зон поглощений промывочных жидкостей с целью регулирования сроков загустевания и схватывания со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:

Недостатками данного состава являются сложность регулирования технологических свойств и сложность прогнозирования времени схватывания материала. Данный состав характеризуется короткими сроками загустевания и схватывания, пониженной седиментационной устойчивостью раствора, значительными снижениями прочностных характеристик в условиях заводненности, недостаточно высокими значениями объемного расширения тампонажного камня.

Известно магнезиальное вяжущее с использованием сульфата магния (патент РФ №2428390, дата приоритета 05.07.2010), применяемое в производстве строительных материалов, изготовлении плит и панелей, а также строительных сухих смесей. Состав обладает повышенной водостойкостью при достаточно высокой прочности и имеет следующее содержание компонентов, мас. %:

Недостатками данного состава являются неприменимость в нефтяной промышленности, сложность регулирования технологических свойств раствора материала, невозможность прогнозировать время схватывания материала.

Известен магнезиальный тампонажный материал (патент РФ №2374293, дата приоритета 04.07.2008), применяемый при цементировании обсадных колонн и установке герметичных и прочных мостов в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной статической температурой до 55°С, со следующим содержанием компонетов, мас. %:

Недостатками данного состава являются сложность регулирования технологических свойств раствора, сложность прогнозирования времени схватывания материала, существенное снижение прочностных характеристик в условиях обводненности.

Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является термореактивная композиция для обработки скважины (патент Канады №2175144, дата приоритета 26.04.1996) для тампонирования скважин с прогнозируемой температурой схватывания тампонажного камня, содержащей смесь твердых веществ и водную жидкость при следующем компонентном составе, мас. %:

При этом водная жидкость представляет собой солевой раствор, содержащий соль, выбранную из группы, включающей хлорид кальция, хлорид натрия и хлорид магния. Используется в соотношении примерно 1 литр водной жидкости на 1,25 кг твердых веществ.

Недостатками наиболее близкого аналога являются потеря прочностных характеристик во время пребывания материала в водной среде (повсеместно во всех скважинных условиях присутствует водная среда), недостаточный температурный диапазон применения. После недельного пребывания материала в водной среде происходит более чем двукратная потеря прочностных характеристик, что объясняется постепенным растворением химических веществ, которые являются основой состава. Седиментационная неустойчивость полученных растворов (твердая фаза достаточно быстро осаждается в растворе) может привести к тому, что необходимый скважинный интервал, который необходимо перекрыть составом, не будет изолирован из-за осаждения твердой фазы.

Задачей заявленного изобретения является создание ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, нивелирующего недостатки прототипа, а также который в зависимости от количественного содержания входящих в него компонентов позволяет достичь такой технический результат, как: контролируемость времени схватывания ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ в различных температурных условиях внутри скважин от минусовых (минус 5°С) температур до 180°С.

Поставленная задача и указанный технический результат в ремонтно-изоляционном тампонажном составе на основе магнезиальных вяжущих веществ, содержащем оксид магния и воду, соответственно решается и достигается тем, что он дополнительно содержит семиводный сульфат магния, гексаметафосфат натрия и нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем содержании компонентов, мас. %:

Выражая консистенцию раствора в единицах консистенции Вердена (Вс), следует отметить, что профиль схватывания ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, приготовленного с использованием заявленного изобретения, изменяется с моментального схватывания такого тампонажного состава за 3 минуты до 100 Вс (при минимальном содержании гексаметафосфата натрия и нитрилотриметилфосфоновой кислоты). При этом в зависимости от количественного содержания компонентов схватывание регулируется до минут.

Прочность ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, приготовленного с использованием заявленного изобретения, на сжатие составляет 20 МПа, прочность на изгиб 13,5 МПа, то есть заявленный тампонажный состав является эластичным и пластичным.

Для приготовления заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ используют следующие компоненты.

1. Оксид магния (MgO) по ГОСТ 4526-75 «Реактивы. Магний оксид. Технические условия» (с процентным содержанием оксида магния не менее 97%), представляющий собой белый порошок, почти нерастворимый в воде, хорошо растворимый в кислотах. Является твердой фазой структуры заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ и обеспечивает увеличение его прочностных характеристик после затвердевания.

2. Семиводный сульфат магния (MgSO₄*7H₂O) по ГОСТ 4523-77 «Реактивы. Магний сернокислый 7-водный. Технические условия» (с процентным содержанием основного вещества не менее 99%), который представляет собой белый кристаллический порошок, растворимый в воде. Является структурообразователем заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ и обеспечивает его водостойкость после затвердевания.

3. Гексаметафосфат натрия (Na₆P₆O₁₈) по ГОСТ 20291-80 «Натрия полифосфат технический. Технические условия» (с процентным содержанием основного вещества в пересчете на Р₂О₅ не менее 61,5%). Является ингибитором и применяется с целью регулирования сроков схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ. Увеличение содержания гексаметафосфата натрия оказывает линейное влияние на сроки схватывания, то есть при увеличении процентного содержания сроки схватывания увеличиваются пропорционально и имеют линейную зависимость.

4. Нитрилотриметилфосфоновая кислота (C₃H₁₂NO₉P₃), например, производства ОАО «Химпром» (Чувашская Республика) по ТУ 2439-347-05763441-2001 (с процентным содержанием основного вещества не менее 90%). Является ингибитором и применяется с целью регулирования сроков схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при высоких температурах внутри скважины. Увеличение в зависимости от температуры внутри скважины содержания нитрилотриметилфосфоновой кислоты оказывает линейное влияние на сроки схватывания, то есть при увеличении процентного содержания сроки схватывания увеличиваются пропорционально и имеют линейную зависимость.

В зависимости от скважинных условий (глубина интервала(-ов), температура, давление, литологические и стратиграфические данные и др.) и вида скважинных работ (ликвидация поглощения промывочной жидкости, ремонтно-изоляционные работы и др.) требуется достижение различных характеристик заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, а именно: высокая прочность на сжатие, высокая прочность материала на изгиб, устойчивость материала при воздействии водной среды и температуры.

В связи с этим количественное содержание компонентов заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ может быть изменено в пределах указанных диапазонов значений, таким образом, чтобы получить у него те или иные необходимые эксплуатационные характеристики.

Например, для условий, где требуются высокие прочностные характеристики на сжатие, и не важны прочностные характеристики на изгиб (например: перекрывающий (изоляционный) мост, некоторые виды ремонтно-изоляционных работ (РИР)), а также преобладают высокие температуры внутри скважин (например, от 65°С до 180°С), компонентный состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ может иметь следующие диапазоны значений, масс. %:

А для условий, где требуются высокие прочностные характеристики на изгиб (борьба с заколонными перетоками), а также преобладают низкие температуры внутри скважин (например, от минус 5°С до 65°С), компонентный состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ может иметь следующие диапазоны значений, масс. %:

Ниже приведены примеры реализации заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при проведении РИР на различных скважинах, с различными условиями, в том числе температурными.

Для приготовления заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ применяли следующее оборудование: емкость с перемешивателями, например, УСО-16, цементировочный агрегат ЦА-320, установка смесительная, например, УС6-30.

Приготовление заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ осуществляли простым перемешиванием посредством указанного выше оборудования при атмосферном давлении и температуре, соответствующей температуре окружающей среды.

Сначала добавляли в воду оксид магния и перемешивали в течение 5-10 мин. Потом семиводный сульфат магния и перемешивали в течение 15-20 мин. Далее гексаметафосфат натрия и перемешивали в течение 15-20 мин. И в завершение нитрилотриметилфосфоновую кислоту и перемешивали в течение 15-20 мин.

Пример 1.

Территория, место применения: Ставропольский край, Азык-Сулатское месторождение.

Характеристика, описание скважины:

- Глубина интервала негерметичности 2205-2210 м по данным геофизических исследований (ГИС).

- Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм.

- Приемистость пласта в указанном интервале составляет 60 м³/сут по воде.

Цель применения (решаемая проблема) - провести РИР с низкой приемистостью пласта, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 6 часов при температуре 100°С, в условиях обводненности скважины.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 50,2%, семиводный сульфат магния - 14,89%, вода - 33,11%, гексаметафосфат натрия - 0,8%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,0%.

На фиг.1 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ по примеру 1 при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при 100°С произошло после 6 часов (нижняя линия).

Пример 2.

Территория, место применения: Западная Сибирь, скв. 2063Л, куст №27 Ватьеганского месторождения.

Характеристика, описание скважины:

- Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена на глубину 2225 м, на глубине 1883 м произведена вырезка окна.

- Диаметр бокового ствола 123,8 мм.

- Интервал установки материала: 2500-2668 м по стволу.

- Скважина заполнена технической водой.

- Давление пластовое Р_пл - 183,5 атм.

- Температура пластовая Т_пл, рассчитанная по градиенту в условиях месторождения 90°С.

Цель применения (решаемая проблема) - ликвидировать поглощение бурового раствора, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 90 минут при температуре 90°С в условиях пластовых вод.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 48,34%, семиводный сульфат магния - 16,73%, вода 33,09%, гексаметафосфат натрия - 0,73%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,11%.

На фиг. 2 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ по примеру 2 при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание материала при 90°С произошло после 90 минут (нижняя линия).

Пример 3.

Территория, место применения: Ставропольский край, Пушкарское месторождение.

Характеристика, описание скважины:

- Глубина интервала негерметичности 3000-3100 м по данным ГИС.

- Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм.

- Приемистость 300 м³/сут по воде.

Цель применения (решаемая проблема) - провести РИР с высокой приемистостью пласта, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 50 минут при температуре 130°С в условиях обводненности скважины.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 44,71%; семиводный сульфат магния - 19,16%, вода - 34,59%, гексаметафосфат натрия - 0,4%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,14%.

На фиг. 3 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ по примеру 3 при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при 130°С произошло после 50 минут (нижняя линия).

Пример 4.

Территория, место применения: Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение.

Характеристика, описание скважины:

- Интервал залегания продуктивного пласта 2050-2180 м (по стволу).

- Диаметр ствола 215,9 мм (открытый ствол).

- Скважина заполнена рассолом на основе NaCl плотностью 1,14 г/см³.

Цель применения (решаемая проблема) - глушение скважины, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 54 минут при температуре 40°С в условиях обводненности скважины.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 53,24%; семиводный сульфат магния - 15,12%, вода - 30,24%, гексаметафосфат натрия - 1,2%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,2%.

На фиг. 4 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ по примеру 4 при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при 40°С произошло после 54 минут (нижняя линия).

Пример 5.

Территория, место применения: Ненецкий автономный округ, Северо-Сарембойское месторождение.

Характеристика, описание скважины:

- Глубина скважины 150 м;

- Диаметр ствола 490 мм (открытый ствол);

- Скважина заполнена буровым раствором.

Цель применения (решаемая проблема) - ликвидировать поглощение бурового раствора, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 34 минут при температуре минус 5°С.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 55,34%, семиводный сульфат магния - 14,99%, вода 29,47%, гексаметафосфат натрия -0,1%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,1%.

Сроки схватывания контролируются соотношением содержания твердой фазы, т.е. повышением либо понижением содержания оксида магния по отношению к семиводному сульфату магния, на таких низких температурах ингибиторы используются в предельно малых количествах.

На фиг. 5 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ по примеру 5 при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при минус 5°С произошло после 34 минут (нижняя линия).

Пример 6.

Территория, место применения: Ставропольский край, месторождение Пушкарское.

Характеристика, описание скважины:

- Глубина 3700 м.

- Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм.

- Скважина заполнена технической водой.

- Приемистость 330 м³/сут по воде.

Цель применения (решаемая проблема) - РИР, спрогнозировать и достичь схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ после 90 минут при температуре 180°С.

Состав заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ: оксид магния - 45,10%, семиводный сульфат магния - 18,28%, вода - 34,48%, гексаметафосфат натрия - 1,0%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,14%.

На фиг. 6 показана зависимость схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при различных температурах и в различных временных диапазонах.

Как видно из графика, схватывание заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ при 180°С произошло после 90 минут (нижняя линия).

При этом, анализируя графики на фиг. 1-6, следует отметить, что верхняя линия на них показывает увеличение температуры тестирования с комнатной температуры до необходимой температуры, а нижняя линия показывает изменение консистенции материала с течением времени под действием температуры.

В таблице приведены эксплуатационные характеристики заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ в соответствии с вышеприведенными примерами.

При этом представленные характеристики определялись по ГОСТ 310.4-81 «Цементы. Методы определения предела прочности при изгибе и сжатии».

Полученные результаты по изменению прочности заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ в водной среде на сжатие и изгиб рассчитывались разницей между прочностями указанного состава в водной среде по прошествии 7 суток и в воздушной среде по прошествии 24 часов.

Все РИР с применением заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ выполнены успешно, а при проведении РИР по установке мостов, обнаружение моста происходило всегда в указанном интервале.

Однако следует отметить следующее.

Опытно-экспериментальным путем установлено, что контролируемость времени схватывания заявленного ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ внутри скважин от минусовых (минус 5°С) температур до 180°С, при температурах, превышающих указанные пределы, достичь не представляется возможным.

В этой связи заявленный ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ обеспечивает указанный технический результат только в данном температурном диапазоне.

При этом также установлено, что именно совместное применение гексаметафосфата натрия и нитрилотриметилфосфоновой кислоты в заявленных диапазонах их значений позволяет обеспечить достижение указанного технического результата, поскольку также установлена следующая зависимость: чем меньше температура внутри скважины в рамках отмеченного температурного диапазона, тем больше следует добавлять гексаметафосфат натрия и меньше нитрилотриметилфосфоновой кислоты. А при больших значениях температур внутри скважины установленная зависимость приобретает обратный характер, а именно: чем больше температура внутри скважины в рамках отмеченного температурного диапазона, тем меньше следует добавлять гексаметафосфат натрия и больше нитрилотриметилфосфоновой кислоты.

Данная зависимость подтверждается вышеприведенными примерами, а также графиком, представленным на фиг. 7, где:

1 - рост температуры внутри скважины в диапазоне от минус 5°С до 180°С;

2 - изменение содержания гексаметафосфата натрия в диапазоне 0,1-2,7 мас.%;

3 - изменение содержания нитрилотриметилфосфоновой кислоты в диапазоне 0,1-1,14 мас.%.

Следует также отметить, что заявленный ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ обладает повышенной седиментационной устойчивостью в сравнении с другими магнезиальными цементами на основе оксида магния и хлорида магния, что особенно важно при установке цементных мостов и многих РИР.

Ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ, содержащий оксид магния и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит семиводный сульфат магния, гексаметафосфат натрия и нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем содержании компонентов, мас.%:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического.

Композиция и способ снижения агломерации гидратов // 2562974

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей.

Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием // 2562642

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Способ увеличения нефтеотдачи пласта // 2562634

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.

Способные к схватыванию композиции, содержащие невспученный перлит, и способы цементирования в подземных пластах // 2562627

Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus) // 2561634

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) // 2561630

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Состав для создания скважинного фильтра // 2561426

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений // 2561137

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Утяжеленная буферная жидкость // 2561134

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Составы и способы для завершений скважины // 2563500

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Изобретение также относится к применению конкретных видов указанного углеродистого материала в составе цементного расширяющегося раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение адгезионных свойств полученной цементной оболочки к обсадной трубе и минимизация напряжения, возникающего в цементной оболочке. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 пр., 7 табл.

Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ на основе содержащих бутиленоксид алкилалкоксилатов // 2563642

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%. Использованное вещество обладает особой эффективностью при его применении при заводнении с использованием поверхностно-активных веществ. 6 з.п. ф-лы, 7 табл.

Шихта для изготовления магнийсиликатного проппанта и проппант // 2563853

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Шихта для изготовления магнийсиликатного проппанта, содержащая измельченную до фракции менее 8 мм смесь термообработанного серпентинита и кварцполевошпатного песка, в качестве указанного песка содержит песок Южно-Ильинского месторождения фракции менее 2 мм, состава, мас.%: диоксид кремния 90,0 - 91,0, оксид алюминия 3,3 - 3,5, оксид кальция 0,9 - 1,0, оксид железа 1,6 - 1,8, оксид калия 1,2 - 1,3, оксид натрия 0,7 - 0,8, примеси - остальное, при следующем соотношении компонентов шихты, мас.%: указанный серпентинит - 61,0 - 67,0; указанный песок - 33,0 - 39,0. Магнийсиликатный проппант получен из вышеуказанной шихты. 2 н.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами // 2563856

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины // 2564323

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 50,0-95,0, сополимеризатор 4,5 - 45,0, растворитель 0,5 - 20,0 и инициатор полимеризации 0,5-3,0. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности изоляции водопритока, улучшение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение контролируемости процесса закачки состава в скважину, расширение температурного диапазона применения состава. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 20 пр.

Состав для предотвращения неорганических отложений // 2564329

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах. Состав имеет следующий компонентный состав, в мас.%: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5,0-25,0, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота - 5,0-25,0, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония - 5,0-20,0, метиловый спирт - 10-45, углеводородная фракция низкокипящих производства поликарбонатов - смесь низших спиртов - 20,0-45,0, вода - остальное. Состав является эффективным для ингибирования солеотложений сложного состава и обладает защитой от коррозии. 1 табл., 21 пр.

Микробиологическое регулирование в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин // 2564540

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты. Способ подавления бактериального заражения в балластной воде, включающий закачивание воды в балластную цистерну морской буровой установки, добавление в воду определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, включает добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого в воду до перуксусной кислоты. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин // 2564706

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %: биоцид «Биолан» 0,001-0,010, биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5, хлорид кальция 0,0-35,0, нитрат кальция 0,0-60,0, пресная вода - остальное. Технический результат - повышение плотности, снижение фильтрации. 6 пр., 2 табл.

Герметизирующие композиции, включающие биутан, и способы их применения // 2564708

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему. При этом по меньшей мере одна гелевая композиция включает полиэтилениминовый сшивающий агент и предотвращающий утечку материал. Причем диутановый состав содержит неосветленный диутан, осветленный диутан и любое их сочетание или производное. Предотвращающий утечку материал содержит по меньшей мере один микроизмельченный материал, по меньшей мере один водорастворимый гидрофобно модифицированный полимер и их сочетания. Вводят герметизирующую композицию в буровую скважину, проходящую сквозь подземное формирование. Формируют заглушку из герметизирующей композиции. Техническим результатом является усовершенствование герметизирующей композиции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 3 ил.

Способ стабилизации гидрофильной глины // 2564825

Изобретение относится к стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, посредством способов, включающих введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации, затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации, где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины. При этом первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины каждый независимо представляет собой по меньшей мере одно из следующих веществ: полимера, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации. Осуществление способов приводит к стабилизации глин против набухания и миграции тонкодисперсных пород, которая обеспечивается на более глубоком уровне в подземной формации, при уменьшении общей концентрации стабилизирующих компонентов. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.