Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора



Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора
Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора

Владельцы патента RU 2567574:

Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа (НИПИНГ) (AZ)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности регулирования основных показателей бурового раствора, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду. В способе приготовления реагента для химической обработки бурового раствора таниносодержащее вещество измельчают до размеров в пределах 1-2 мм и перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С с бикарбонатом натрия и водой при следующем соотношении компонентов, мас.%: таниносодержащее вещество 64-73, бикарбонат натрия 20-30, вода остальное, после чего при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10%, и полученный реагент измельчают до размеров 0,25-0,30 мм. 2 табл., 13 пр.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и предназначено для использования в технологии обработки буровых растворов в различных горно-геологических условиях.

Известен способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора ФХЛС (феррохромлигносульфонат) путем обработки сульфит-спиртовой барды (ССБ) сернокислыми солями трехвалентных хрома и железа. После выпаривания сульфит-спиртовой барды до 50%-ной концентрации в горячую ССБ добавляют 7÷10% сернокислого хрома Cr2(SO4)3 и 1,5÷2% сернокислого железа. В результате реакции образуются лигносульфонаты хрома и железа, и гипс. Сернокислый хром и железо добавляют в горячую сульфит-спиртовую барду при температуре 50-90°С и перемешивают до тех пор, пока весь кальций не выпадет в форме гипса. В последующем гипс можно отделить с помощью центрифугирования или же оставить его в реагенте и использовать [1].

Недостатком этого способа является то, что используемые при приготовлении этого реагента соединения хрома становятся причиной экологического загрязнения окружающей среды.

Известен способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора сулькор экстрагированием еловой коры 2%-ным раствором каустика в течение 3 ч при 90-100°С. Соотношение коры и щелочного раствора 1:9. Через 2 ч после начала экстракции добавляют 1,5-2% сульфита и бисульфита (1:2). Затем остаток удаляют, экстракт выпаривают и высушивают до 10-20%-ной влажности [2].

Недостатком этого способа приготовления реагента для химической обработки бурового раствора является то, что из-за удаления остатка выход продукта составляет 50-70% от веса коры; ограниченная область применения, а именно использование его исключительно в растворах, приготовленных на пресных водах.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ приготовления таниносодержащего реагента Апшерон 2Т для химической обработки бурового раствора экстрагированием кожуры гранатовой коры механическим перемешиванием с водным раствором каустической соды в течение 6 ч при температуре 60÷70°С. Соотношение коры и каустической соды (1:0,2) [3] (прототип).

Недостатком способа является то, что 20% реагента находится в пастообразном виде, что приводит к потере экономической эффективности при его перевозке и использовании.

Другим недостатком приготовления известного реагента для химической обработки бурового раствора является произвольность - неоптимальность измельчения кожуры граната, так как при этом снижается его эффективное действие на глинистую суспензию. Кроме этого реагент Апшерон 2Т является жидкостью, что делает невозможным его использование в регулировании водоотдачи бурового раствора.

Задача изобретения - разработка нового способа приготовления реагента для регулирования основных показателей бурового раствора.

Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора характеризующийся тем, что таниносодержащее вещество измельчают до размеров в пределах 1-2 мм и перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С с бикарбонатом натрия и водой при следующем соотношении компонентов, мас.%: таниносодержащее вещество 64-73, бикарбонат натрия 20-30, вода остальное, после чего при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10% и полученный реагент измельчают до размеров 0,25-0,30 мм.

Таниносодержащее вещество можно получить из отходов заводов по производству фундука, лимонной кислоты, наршараба, гранатных, виноградных соков и вин в городах Геокчай, Аксу, Загатала, Шемаха, Шамкир, Балакан. Изготовленный по ГОСТ 2156-76 бикарбонат натрия широко используется в пищевой и других областях промышленности.

Реагент для химической обработки бурового раствора можно получить обработкой органических продуктов, содержащих гидролизуемые таниносодержащие (эстеротанниды) вещества совместно с бикарбонат натрием в водной среде соблюдая температурные условия.

В отличие от Апшерон-2Т при приготовлении реагента таниносодержащие вещества оптимально (1-2 мм) измельчают, что максимально увеличивает выход экстрактивных веществ, при этом растворимость и действие реагента возрастают.

Другим отличием от Апшерон-2Т является то, что при приготовлении этого реагента в результате применения бикарбоната натрия вместо каустической соды, танинами зарождаются новые активные гидрофильные группы, которые улучшают стабилизационные свойства реагента.

Водородный показатель 10%-го раствора предъявляемого реагента находится в пределах рН=8÷8.5, он относится к реагентам стабилизаторам-разжижителям. В сухом виде возможно его использование в качестве стабилизатора. А в качестве разжижителя должны использоваться его водные растворы различный густоты.

Для приготовления реагента танинсодержащее вещество (кожура граната, выжимки винограда, шелуха зеленого фундука и др.) размалывают до размеров в пределах 1-2 мм. После этого, добавляя бикарбонат натрия (NaHCO3) и воду, перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С. Далее при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10%. Полученный реагент вновь размалывают до размеров 0,25-0,30 мм.

Изобретение иллюстрируется следующими примерами

Пример 1. 710 г произвольно измельченного таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 290 г чайной соды (NaHCO3) и 0,6 л воды готовится в закрытой печи при температуре 90±5°С, перемешивается в течение 2-х часов и сушится до влажности 5-10% при температуре 100±5°С. Готовый продукт размалывается до размеров 0,25-0,30 мм.

Пример 2. 710 г измельченного до размеров 1-2 мм таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 0,6 л воды и 290 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1, высушивается до влажности 5-10% и размалывается.

Пример 3. 710 г измельченного до размеров 0,25-0,30 мм таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 0,6 л воды и 290 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1, высушивается до влажности 5-10% и размалывается. Процентные соотношения компонентов реагента для химической обработки бурового раствора (примеры 1÷13) показаны в таблице 1.

Исследованы воздействия на буровые растворы таниносодержащих веществ (примеры 1÷3), полученные результаты представлены в таблице 2.

Из таблицы 2 видно, что реагент, приготовленный по примеру 2 по действию на глинистую суспензию в 1,5 раза эффективее, чем реагент, приготовленный по примеру 1. А эффективность реагента, приготовенного по примеру 3, по действию на глинистую суспензию соответствует реагенту, приготовленному по примеру 2. Поэтому измельчение танинсодержащего вещества до размеров в пределах 1-2 мм оптимально.

Пример 4. 800 г измельченного до размеров 1-2 мм таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 200 г чайной соды (NaHCO3) и 0,8 л воды готовится в закрытой печи при температуре 90±5°С, перемешивая в течение 2-х часов, и сушится до влажности 5-10% при температуре 100±5°С. Готовый продукт размалывается до размеров 0,25-0,30 мм.

Пример 5. 785 г измельченного таниносодержащего вещества (выжимки винограда) с добавлением 215 г чайной соды (NaHCO3) и 0,7 л воды готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и размалывается.

Пример 6. 770 г измельченного таниносодержащего вещества (шелуха фундука) с добавлением 0,7 л воды и 235 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и, просушив до влажности 5-10%, размалывается.

Пример 7. 740 г измельченного таниносодержащего вещества (шелуха фундука) с добавлением 0,7 л воды и 260 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 8. 740 г измельченного таниносодержащего вещества (выжимки винограда) с добавлением 0,7 л воды и 260 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 9. 740 г измельченного таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 0,7 л воды и 260 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 10. 710 г измельченного таниносодержащего вещества (шелуха фундука) с добавлением 0,6 л воды и 290 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 11. 710 г измельченного таниносодержащего вещества (выжимки винограда) с добавлением 0,6 л воды и 290 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 12. 680 г измельченного таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавлением 0,6 л воды и 320 г чайной соды (NaHCO3) готовится при постоянной температуре аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Пример 13. 670 г измельченного таниносодержащего вещества (кожура граната) с добавилением 0,6 л воды и 330 г чайной соды (NaHCO3) при постоянной температуре готовится аналогично примеру 1 и высушивается до влажности 5-10%.

Как видно по таблице 2 (примеры 2, 3 и 5÷12), при добавлении 10% (по отношению к сухому веществу 1%) подготовленного 10%-го раствора предлагаемого реагента в буровой раствор, плотность раствора (ρ) не изменилась, наряду с уменьшением статического напряжения сдвига (СНС) в 4-5 раза, условной вязкости (Т) в 4-5,5 раза, пластической вязкости (ηпл) на 30-50%, а динамического напряжения сдвига (τо) в 4-5 раза, также понизилась его водоотдача (Ф) на 10-15%, толщина глинистой корки (σ) осталась постоянной, а рН повысилась до 8,5. Аналогично, ввиду слабой регулируемости коллоидно-химических и структурно-механических показателей бурового раствора с добавками из примеров 1, 4 и 13 использование реагента считается неудовлетворительным.

Наряду с этим, добавив до 4% этого реагента в сухом виде (пример 9) в буровой раствор, он достаточно хорошо регулирует статическую и динамическую напряжения сдвига раствора, а водоотдачу уменьшает до 50-70%.

Из полученного следует, что измельчая таниносодержащее вещество до размеров 1-2 мм и соблюдая предлагаемый способ приготовления реагента, можно повысить эффективность действие реагента в 1,5 раза.

В зависимости от количества танина, содержащего в растворе, приготовление реагента должно проводиться аналогично примерам 2, 5÷12.

Ввиду того, что компоненты, входящие в состав приготавливаемого реагента, используются в пищевой промышленности, его отрицательное воздействие на окружающую среду не наблюдается. Преимущество реагента состоит в том, что использование бикарбоната натрия при его приготовлении создает условие для регулирования им водородного показателя раствора на уровне рН=8÷8,5. Кроме этого, преимуществами этого способа являются наличие достаточного сырья в республике, простота и безотходность технологии приготовления.

Литература

1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. "Буровые промывочные и тампонажные растворы". М.: Недра, 1999, 424 с.

2. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра 1972, 392 с.

3. Эфендиев Г.М., Алиев Н.М. Исследование влияния местного танин-щелочного реагента на показатели бурового раствора // Научные труды АзГНИПИНГ, 2005, №4, с. 97-105.

Способ приготовления реагента для химической обработки бурового раствора, включающий предварительное измельчение таниносодержащего вещества с последующим перемешиванием компонентов, отличающийся тем, что таниносодержащее вещество измельчают до размеров в пределах 1-2 мм и перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С с бикарбонатом натрия и водой при следующем соотношении компонентов, мас.%: таниносодержащее вещество 64-73, бикарбонат натрия 20-30, вода остальное, после чего при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10%, и полученный реагент измельчают до размеров 0,25-0,30 мм.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

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.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
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 буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - улучшение структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора c одновременным снижением расхода понизителя фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 3-5; гидроксиэтилцеллюлозу 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурных свойств раствора с одновременным снижением расхода полимера хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмаха. Буровой раствор включает, мас. %: глинопорошок 5-8; Полидадмах 5-6; биополимер Биоксан 0,05-0,2; воду остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Технический результат - высокие потребительские характеристики (органолептические и физико-химические свойства) реагента для бурения, высокоэффективный, экономичный способ получения реагента для бурения. В способе получения реагента для бурения смешивают крахмалосодержащий компонент с сапропелью и со щелочью NaOH и/или KOH в соотношении 10:(0,2-1):1 в пересчете на сухое вещество с последующей одно- или многократной экструзионной обработки смеси при 100-200°C, частоте вращения шнеков 50-100 об/мин, диаметре фильеры 1-6 мм с последующим дроблением и просеиванием или реагент получают в результате смешивания экструдатов сапропели и крахмалосодержащего компонента, выработанных при различных указанных выше технологических режимах экструзии, друг с другом или с декстринами (амилодекстрином и/или эритродекстрином, и/или ахроодекстрином, и/или мальтодекстрином); при этом влажность конечного реагента не должна превышать 30%, а pH 10%-ного водного раствора реагента не должна превышать 12 ед. 3 табл., 5 пр., 4 ил.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Многослойный проппант получен на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул, с пикнометрической плотностью 2,0-3,5 г/см3 и размерами 0,2-2,5 мм. Проппант состоит из ядра и двух слоев - внутреннего и наружного, при этом ядро состоит из смеси алюмосиликатного сырья и порообразователя, внутренний слой над ядром состоит из смеси алюмосиликатного сырья и минерализатора, наружный слой состоит из смеси алюмосиликатного сырья и флюорита. В способе получения многослойного проппанта, включающем гранулирование смеси алюмосиликатного сырья с порообразователями, минерализаторами и флюоритом при добавлении связующего компонента в смесителе-грануляторе с вращающейся с постоянной скоростью тарельчатой чашей и роторной мешалкой, скорость вращения которой изменяют в зависимости от стадии грануляции, сушку при 110-300°C, рассев высушенных гранул, обжиг гранул во вращающейся печи, рассев обожженных гранул на товарные фракции, грануляцию ведут в три стадии: на первой стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и порообразователя, на второй стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и минерализатора, на третьей стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и флюорита. Изобретение позволяет получить проппант с низкой пикнометрической плотностью и высокой механической прочностью. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин. Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий содержит активное вещество и растворитель, где в качестве активного вещества содержит (12-40)% мас. в виде продукта взаимодействия окисленных триглицеридов жирных кислот (30-70)% мас. и глицерофосфатидов жирных кислот (30-70)% мас. со сложными этиленаминами (5-20)% мас., аминоспиртами в % мас. МЭА:ДЭА:ТЭА = (5-15):(55-80):(15-30); в качестве растворителя (60-88)% мас. в чистом виде нефтяные дистилляты, абсорбент А-2, спирты С2-С3 или их смеси в соотношениях % мас. (1-99):(1-99):(1-99). Техническим результатом является низкий расход эмульгатора, а также получение эмульгатора, позволяющего получить обратные водонефтяные эмульсии, высокостабильные при температуре более 95°C. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава. Состав для изоляции водопритока в скважине, включающий силикат натрия, метилсиликонат натрия и гелеобразователь, содержит в качестве силиката натрия водный раствор силиката натрия с M=2,7-3,4 плотностью 1360-1450 кг/м3, в качестве гелеобразователя - 10-20%-ный водный раствор кальция хлористого технического, или полиалюминия хлорида, или минерализованную воду плотностью 1150-1200 кг/м3 и дополнительно - сополимер акриламида с акрилатом натрия и древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водный раствор силиката натрия 100, метилсиликонат натрия 10-50, гелеобразователь 10-50, сополимер акриламида с акрилатом натрия 0,05-0,5, древесная мука 1-5. 1 табл.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разжижения при низких температурах. 1 з. и 4 н.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна. При этом волокна выбраны из волокон на основе полимера молочной кислоты, базальтовых волокон, волокон бобов сои, волокон на основе полимера гликолевой кислоты, волокон на основе полиэтилентерефталата, волокон на основе поливинилового спирта, стекловолокна, полиэфирных волокон и комбинаций вышеперечисленного, имеющих диаметр между 1 мкм и 1000 мкм и длину между 2 мм и 2 5 мм. Нагнетают в скважину понизитель вязкости, вместе с указанным составом или отдельно от него. При этом волокна флокулируют при уменьшении вязкости текучей среды. Техническим результатом является повышение эффективности тампонирования. 8 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции подошвенной воды включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором. Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему. Повышается эффективность водоизоляционных работ и срок изоляции за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности и устойчивого к деструкции. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах содержит, мас. %: модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» 6-9, лимонную кислоту 6,0-12,6, вода - остальное. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах включает приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание. Смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 3 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-11-10 2015-11-09T21:12:26
Наверх