Способ гидравлического разрыва пласта



Способ гидравлического разрыва пласта

Владельцы патента RU 2566357:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку в трещину пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант. Концентрацию проппанта в жидкости разрыва постепенно увеличивают от 200 до 1000 кг/м3. По окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по математической формуле с учетом объема закачиваемого реагента, мощности пласта, вскрытого перфорацией, пористости пласта и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, а также учитывают приемистость пласта, подлежащего ГРП. После чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ГРП за счет исключения выноса проппанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины, повысить качество крепления призабойной зоны пласта, а также повысить проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в призабойной зоне пласта. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока нефти к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986. - С. 105-112), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим (закрепляющим) материалом при давлении, обеспечивающем раскрытие естественных или образование искусственных трещин, и заполнение этих трещин закрепляющим материалом, в качестве которых используются различные зернистые материалы: кварцевый песок, пластмассовые шарики, зерна корунда, агломерированный боксит, смолопокрытый проппант.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, жидкость-песконоситель не в полной мере удерживает твердый зернистый расклинивающий материал во взвешенном состоянии, что может приводить к его выпадению в скважине;

- во-вторых, жидкости разрыва могут относительно быстро фильтроваться через поверхность трещин, что понижает их технологическую эффективность как жидкости разрыва, особенно несущую их способность;

- в-третьих, жидкости разрыва могут быть несовместимыми с породами и пластовыми флюидами, что приводит к блокированию (кольматации) трещин. Введение в составы жидкостей разрыва специальных химических реагентов (полимеров, загустителей, ПАВ, структурообразователей и др.) резко увеличивает их стоимость, нередко общая цена жидкостей разрыва составляет основную часть затрат на гидравлический разрыв пласта;

- в-четвертых, для закрепления трещины смолопокрытым проппантом требуется высокая температура (90-100°С), для чего необходимо специально спускать в скважину нагреватель, что снижает технологичность и повышает экономические затраты;

- в-пятых, нагнетание в прискважинную зону пласта различных по природе жидкостей разрыва и сопутствующих химических реагентов (вязких полимеров, кислоты, щелочей, гелированных жидкостей, структурообразователей, деструкторов, минерализованных вод и т.д.) снижает способность специальных дорогих проппантов к качественному закреплению трещин разрыва.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2096603, МПК E21B 43/26, опубл. 20.11.1997 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента используют газонаполненные гранулы, плотность которых близка к плотности жидкости разрыва и обеспечивает возможность удерживания расклинивающего агента во взвешенном состоянии в жидкости разрыва, при этом в качестве последней используют жидкость, совместимую с породой и флюидом пласта, например воду или нефть.

Недостатком данного способа является то, что после разрушения газонаполненных гранул и выделения из них газа остаются алюмосиликатные частицы и полимерные пленки, забивающие поры пласта и снижающие их проницаемость для нефти, что приводит к уменьшению эффективности известного способа.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2507389, МПК E21B 43/267, опубл. 20.02.2014 г.), включающий закачку в пласт жидкости разрыва с расклинивающим агентом, при этом в качестве расклинивающего агента применяют газовые кристаллогидраты, закачку которых производят при определенных термобарических условиях, обеспечивающих существование газогидратов. После разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы, дополнительно расклинивающей макро- и микротрещины разрыва пласта, причем закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят одно- или многократно, при этом применяют кристаллогидраты углеводородных или/и неуглеводородных газов. Кристаллогидраты разлагают, добавляя в смесь жидкости разрыва с расклинивающим агентом антигидратный реагент или/и изменяя термобарические параметры, а многократную закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят с формированием в пласте термических или/и барических волн.

Недостатками способа являются:

- во-первых, известный способ является технологически сложным и дорогостоящим процессом;

- во-вторых, крепление трещин газовыми кристаллогидратами и дополнительной газовой фазой характеризуется низким качеством;

- в-третьих, конечная проводимость трещины вследствие неравномерного распределения проппанта и газовой фазы в микро- и макротрещинах недостаточна для существенного увеличения добычи нефти.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2485306, МПК E21B 43/26, опубл. 20.06.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва для проведения гидравлического разрыва пласта, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины, закачку по колонне труб и продавку в трещину пласта гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин. Перед проведением гидравлического разрыва пласта колонну труб заполняют технологической жидкостью, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва; затем производят гидравлический разрыв пласта, при этом сначала закачивают гелированную жидкость разрыва в объеме 0,2-0,25Vr без добавления крепителя для создания трещины, затем закачивают оставшийся объем гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, причем в качестве крепителя трещин применяют сверхлегкий проппант фракции 20/40 меш, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 до 1000 кг/м3, а в качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора, при этом боратный сшиватель вводят в линейный гель с концентрацией от 2,0 до 4,0 л/м3, достаточной для полной сшивки гелированной жидкости разрыва у зоны перфорации скважины, а деструктор вводят с постепенным повышением концентрации на 0,15 кг/м3, начиная с концентрации 1,0 кг/м3; после завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80% от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают колонну труб с пакером на поверхность.

Недостатками способа являются:

- во-первых, вынос проппанта при освоении пласта, приводящий к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин в прискважинной зоне, что снижает конечную эффективность способа;

- во-вторых, недостаточное качество крепления проппанта в прискважинной зоне пласта;

- в-третьих, неравномерное распределение проппанта в трещине обусловливает низкую проводимость трещины разрыва.

Техническими задачами предложения являются исключение (минимизация) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, повышение качества крепления трещины разрыва за счет механического (дополнительного) дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта, повышение конечной проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.

Поставленные технические задачи решаются предлагаемым способом гидравлического разрыва пласта, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в гелированной жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3 и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность.

Новым является то, что по окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого реагента, м3;

R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;

m - пористость пласта, доли ед., величина радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут,

после чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.

На чертеже представлена схема, поясняющая реализацию предлагаемого способа гидравлического разрыва пласта.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта осуществляется следующим образом.

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине 1 (см. чертеж) включает перфорацию стенок скважины 1 каналами 2 глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины 1 любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.

Далее в скважину в зону ГРП производят спуск колонны труб 3, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с пакером 4 так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли 5 пласта 6, подлежащего ГРП, а нижний конец колонны труб 3 - на уровне кровли 5 пласта 6.

Производят посадку пакера 4 любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМЗ-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства Научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Таким образом герметизируют заколонное пространство 7 скважины 1 с целью защиты стенок скважины 1 от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе ГРП.

Далее производят закачку по колонне труб 3 в подпакерную зону 8 гелированной жидкости разрыва, например линейного геля.

Создают в подпакерной зоне давление, обеспечивающее ГРП с образованием трещины 9. Для этого производят закачку линейного геля по колонне труб 3 и подпакерное пространство 8 через перфорационные каналы 2, например, с расходом 1,5-2 м3/мин до достижения разрыва породы пласта 6 и образования трещины 9, о чем свидетельствуют падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 6. Например, при достижении давления 30 МПа вследствие образования трещины 8 произошло падение давления закачки гелированной жидкости разрыва на 20-25%, т.е. до 22 МПа, при этом приемистость пласта 6 увеличилась на 25-30%, например от 1,2 до 1,6 м3/мин.

Далее производят закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещины 9. В качестве крепителя трещины 9 применяют проппант фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва, начиная от 200 кг/м3 и заканчивая 1000 кг/м3, т.е. 200 кг/м3, 400 кг/м3, 600 кг/м3, 800 кг/м3, 1000 кг/м3, причем закачку линейного геля с проппантом производят, например, с расходом 1,5-2 м3/мин.

Проппант фракции 20/40 меш изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускается Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).

По окончании закачки жидкости разрыва с проппантом 10 по колонне труб 3 в трещину 9 закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением энзима уреазы и нитрата кальция Ca(NO3)2 в соотношении 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м3;

R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;

h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;

m - пористость пласта, доли ед.,

Радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут.

Например, приемистость пласта 6, подлежащего гидроразрыву, составляет: Q=216 м3/сут; мощность пласта, вскрытая перфорацией h=5 м; пористость пласта 6 m=0,3 доли ед.

Рассчитывают радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта R0 по формуле (2):

Ro=-7+1,4·3√216=1,4 м.

Далее рассчитывают объем закачиваемого реагента для крепления проппанта в трещине призабойной зоны по формуле (1):

V=3,141·,42·5·0,3=9,0 м3.

Таким образом, согласно пропорции 0,7:0,1:0,2 на устье скважины 1 в емкости (не показано) смешивают:

- раствор карбамида CO(NH2)2: 9,0 м3·0,7=6,3 м3;

- раствор энзима уреазы: 9,0 м3·0,1=0,9 м3;

- раствор нитрата кальция Ca(NO3)2: 9,0 м3·0,2=1,8 м3.

После чего производят продавку реагента из емкости по колонне труб 3 в пласт 6 технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в полуторакратном объеме колонны труб 3 и осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч.

В процессе технологической выдержки в течение 24 ч под влиянием раствора энзима уреазы происходит гидролиз карбамида с образованием карбоната аммония (углекислый аммоний):

CO(NH2)2 + 2Н2O + энзим уреазы = (NH4)2CO3,

где CO(NH2)2 - карбамид;

Н2O - пресная вода (плотностью 1000 кг/м3);

энзим уреазы - фермент уреазы.

В результате реакции карбоната аммония с нитратом кальция образуется карбонат кальция и нитрат аммония:

(NH4)2CO3 + Ca(NO3)2 = CaCO3 + 2NH4NO3,

где Ca(NO3)2 - нитрат кальция, водорастворимая соль;

СаСO3 - карбонат кальция, твердые водонерастворимые кристаллы.

Карбонат кальция, кристаллизующийся между зерен проппанта, образует в трещине 9 прискважинной зоны пласта 6 структуру 11, удерживающую зерна проппанта от выноса из трещины 9. Таким образом достигается новый технический эффект усиления качества крепления проппанта в трещине. Остальные продукты реакции выносятся из скважины в процессе ее освоения.

Предлагаемый способ ГРП позволяет повысить эффективность реализации способа за счет исключения (минимизации) выноса проппанта из прискважинной зоны пласта в ствол скважины, а также повысить качество крепления проппанта в трещине разрыва за счет дополнительного механического дозакрепления проппанта в прискважинной зоне пласта кристаллической структурой, образованной специально осуществленными химическими реакциями, а также повысить проводимость трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в прискважинной зоне пласта.

Способ гидравлического разрыва пласта, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в жидкости разрыва от 200 до 1000 кг/м3 и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность, отличающийся тем, что по окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по формуле:

где V - объем закачиваемого реагента, м3;
R0 - радиус крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, м;
h - мощность пласта, вскрытая перфорацией, м;
m - пористость пласта, доли ед.,
величина радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта определяется по формуле:

где Q - приемистость пласта, подлежащего ГРП, м3/сут,
после чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для многопластового гидроразрыва в стволе скважины. Способ формирует в подземной структуре пропускные каналы в двух или более пластах вокруг ствола скважины.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву пласта. Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-10-27 2015-10-27T00:38:58
Наверх