Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин


Y10S507/927 -
Y10S507/927 -

Владельцы патента RU 2642680:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.

 

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой жидкости.

Известно поверхностно-активное вещество (ПАВ) для удаления конденсационной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 С2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013].

Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в пластовой жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.

Известен реагент для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий полиэтиленгликоль - 4000, мочевину и неионогенное ПАВ при определенном соотношении компонентов [US 4237977 А, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 09.12.1980].

Однако известный реагент не обеспечивает необходимые выносные характеристики конденсационной жидкости с примесью пластовой.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка реагента для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из скважин газовых месторождений.

Указанный технический результат достигается тем, что реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащей неионогенное ПАВ - препарат ПЭГ-4000, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) анионоактивное ПАВ - лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПЭГ-4000 - 65÷85, лаурил сульфат натрия - 7÷22, Камцелл-700 - 5÷13.

ПЭГ-4000 производится по ТУ 2226-147-05766801-2008 и представляет собой продукт полимеризации окиси этилена с этиленгликолем. Эмпирическая формула H(O-СН2-СН2)n-ОН. Внешний вид: чешуйки или воскообразная плотная масса белого, желтоватого или серого цвета, водородный показатель водного раствора с массовой долей 5% рН 5,0÷7,5, кинематическая вязкость при температуре 100°С 78÷160 мм2/с, температура плавления 52÷60°С, гидроксильное число 25,0÷33,0 мг КОН/г, массовая доля сульфатной золы не более 0,5%.

Лаурилсульфат натрия представляет собой натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионоактивное ПАВ, амфифильное вещество, производится по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C12H25SO4Na. Плотность 1010 кг/м3. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°С). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия - от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.

Камцелл-700 производится по ТУ 2231-002-50277563-2000 и представляет собой целлюлозогликолевую кислоту, [C6H7O2(ОН)3-х(ОСН2СООН)х]n, где х=(0,08÷1,5) - производная целлюлозы, в которой карбоксилметильная группа (-СН2-СООН) соединяется гидроксильными группами глюкозных мономеров. Является слабой кислотой, бесцветна. Массовая доля воды - не более 10%, растворимость в воде - не менее 97%, рН - 6,5-11.

Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:

- добавление в состав реагента лаурилсульфата натрия способствует сокращению времени реакции растворения реагента в конденсационной жидкости с примесью пластовой;

- добавление в состав реагента Камцелл-700 позволяет значительно повысить стойкость пены.

Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных и анионоактивных ПАВ и Камцелл-700 при смешивании компонентов обеспечивает усиление вспенивания конденсационной жидкости с примесью пластовой и стойкость образуемой пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ и Камцелл-700. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.

Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию конденсационной жидкости с примесью пластовой газовых скважин.

Способ применения реагента на скважине: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10%-ного водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости (СЖ) - до 1%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 50÷100 литров на одну скважино-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважино-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный. Плотность 0,95÷0,98 г/см3.

Изготовление ТПАВ происходит следующим образом: берется требуемое количество 65÷85 (мас. %) ПЭГ-4000, который засыпают в котел и нагревают с перемешиванием до 70°С. В полученный расплав добавляют требуемое количество 7÷22 (мас. %) компонента лаурилсульфата натрия и 5÷13 (мас. %) Камцелл-700. Технологическая смесь перемешивается до образования однородной массы. Полученный расплав заливают в металлические формы и охлаждают при температуре 18±1°С. После охлаждения и затвердевания стержней производят их извлечение из металлических матриц и складирование на стеллажах в горизонтальном положении для дальнейшего использования.

Результаты лабораторных испытаний, проведенных по общепринятым методикам, приведены в таблице 1.

Данные таблицы 1 (примеры 3-7) свидетельствуют о высокой эффективности реагента (ПАВ) при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень пенообразования конденсационной жидкости с примесью пластовой газовых скважин.

Использование реагента для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы газа, повысить эффективность разработки месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа.

Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, отличающийся тем, что дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПЭГ-4000 65÷85
лаурилсульфат натрия 7÷22
Камцелл-700 5÷13



 

Похожие патенты:

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при изоляции горных выработок от притоков воды и газа и инъекционном химическом укреплении горных пород и грунтов.

Изобретение относится к защите от коррозии оборудования для добычи нефти, а также трубопроводов и резервуаров для нее. Ингибитор коррозии для защиты оборудования для добычи сырой нефти, нефтепроводов и резервуаров для сырой нефти, содержащий: компонент а), полученный в результате выполнения следующих процессов: А) - частичной нейтрализации смеси модифицированных производных имидазолина общих приведенных структурных формул путем обработки алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой, содержащей от 1 до 7 атомов углерода в молекуле, и В) - дальнейшей частичной нейтрализации полученного промежуточного продукта жирными кислотами, содержащими от 12 до 22 атомов углерода в молекуле, и/или полимерами жирных кислот, содержащими от 18 до 54 атомов углерода в молекуле, компонент b), представляющий собой этоксилированные жирные амины, содержащие от 14 до 22 атомов углерода в молекуле, и от 2 до 22, предпочтительно от 5 до 15, этокси-групп в молекуле, компонент d), представляющий собой алифатические спирты, содержащие от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, возможно, с добавлением воды.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - низкая коррозионная активность состава для кислотной обработки, замедленная скорость реагирования состава для кислотной обработки с карбонатной породой, отсутствие образования асфальтосмолопарофиновых отложений за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращение выпадения вторичных осадков, высокая способность связывания железа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас.

Варианты реализации изобретения относятся к операциям цементирования и, более конкретно, некоторые варианты реализации относятся к затвердевающим композициям, которые содержат печную пыль и волластонит, а также к способам их применения в подземных пластах .

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления.
Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Расклинивающий агент для применения для разрыва геологических формаций получают из бокситовых руд и кальцийсодержащего соединения. Расклинивающий агент содержит, мас.%: 25-75 Al2O3, 0-70 SiO2, по меньшей мере 3 СаО и менее 0,1 кристобалита, а также по меньшей мере 5 (предпочтительно более 10) мас.% кальцийсодержащей кристаллической фазы, представляющей собой анортит.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах. Тампонажный раствор содержит 48-50 мас. % конверторного шлака, 33-35 мас. % электросталеплавильного шлака, 9-11 мас. % горелой породы шахтных отвалов и шлам отработанных электролитов кислотных аккумуляторов - остальное. При этом конверторный шлак имеет следующий состав, мас. %: SiO2 35,43; Al2O3 8,51; Fe2O3 1,94; FeO 2,83; MnO 1,15; CaO 29,97 (в т.ч. СаОсвоб. 0,39); MgO 20,69; SO3 0,04; P2O5 0,14, а электросталеплавильный шлак имеет следующий состав, мас. %: SiO2 26,63; Al2O3 5,33; FeO 0,95; MnO 0,37; CaO 55,55 (в т.ч. СаОсвоб. 0,71); MgO 9,68; S 1,41; P2O5 0,03; Cr2O3 0,05. Техническим результатом является расширение номенклатуры бесцементных тампонажных растворов с повышенной прочностью тампонажного камня. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление. Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах включает стадии: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ объемом 2-3 м3/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м3/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м. В качестве кислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 50-63; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве глинокислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 48-60; плавиковая кислота 1-4; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, содержащий, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 32-40; монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5-67,5; воду – остальное. В качестве водного раствора ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, содержащий, мас.%: диэтиленгликоль 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 0,5-2; техническую воду – остальное. В качестве углеводородного растворителя используют растворитель на основе толуольной фракции прямогонного бензина или на основе концентрата ароматических углеводородов С10. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является создание состава пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания газового конденсата и сохраняющего свои физико-химические свойства при повышенных температурах. Состав содержит ПАВ, антифриз и пресную воду, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: МОРПЕН-24,0÷75,0; МЭГ-13,3÷40,0; ПЭГ-4,0÷5,0; вода - остальное. Способ приготовления состава включает перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора. 1 з.п. ф-лы, 6 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах. Тампонажная смесь при следующих соотношениях компонентов включает в себя, мас.%: портландцемент тампонажный - 47,83-48,77, золу-уноса ТЭЦ - 44,94-47,80, микрокремнезем МК-85 или МК-65 0,96-2,93, регулятор структурообразования - гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 - 0,29-0,49, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФК - 0,01-0,02, хлорид натрия - 1,95-3,83. Техническим результатом является высокоэффективное цементирование протяженных (более 2500 м) обсадных колонн в одну ступень одним составом с плотностью раствора 1600±20 кг/м3 по всему интервалу размещения при нормальных и умеренных температурах, обладающим необходимым временем загустевания для безопасного выполнения работ по цементированию. 1 табл, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов. Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом включает спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины. Причем бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту. В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м3 на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Рк, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть участков В. После закачивают кислоту под давлением Рк и в объеме в м3, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. После завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию. 1 ил.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C. Получают смесь аминоамидов с кислотным числом <10 мг КОН/г. При температуре выше 180° C проводят реакцию конденсации. Получают смесь соединений с кислотным числом <1 мг КОН/г в количестве 0,1-50 мас.%. Нейтрализуют смесь при комнатной температуре в реакционной среде, содержащей компонент е) - алифатические спирты в количестве 15-99,7 мас.%, алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой в количестве 0,05-25 мас.%. Получают конечный продукт и добавляют к компоненту а) в количестве 0,15-75 мас.% и компоненту е) следующие компоненты: b) - оксиэтиленированные жирные амины, с) - подщелачивающий агент и f) - противовспениватель. Изобретение направлено на повышение антикоррозийных свойств ингибитора коррозии. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 13 пр.
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены. В водную суспензию силикагеля вводят раствор (5 мас. %) полисахарида в 2% водном растворе уксусной кислоты. В качестве полисахарида используют хитозан или крахмал. Полученную суспензию перемешивают в течение 20-30 минут при комнатной температуре. Затем добавляют тартрат натрия-калия или аскорбиновую кислоту в количестве 0,2 мас. % от массы полисахарида при температуре 18-30°С. Добавляют при перемешивании пероксид водорода в количестве 0,3 мас. % от массы полисахарида. Реакционную смесь выдерживают при интенсивном перемешивании в течение 15-30 минут. Вводят в реакционную массу акриламид в количестве 10:1 мас. долей к полисахариду и при перемешивании выдерживают в течение 5-ти часов при температуре 40-50°C. Полученный гель извлекают из реактора и сушат при температуре 30-40°C. Обеспечивается увеличение количества поглощаемой воды в процессе эксплуатации композиционного полимерного материала и упрощение технологии его изготовления при сохранении водосорбционных свойств. 4 з.п. ф-лы, 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1-24; фтористоводородную кислоту HF 0,1-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5; водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0; аммоний хлористый 1,0-10,0; в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя - нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу, шашки первого типа содержат, мас.%: нитрит натрия 70; хлористый натрий 23; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 5; полианионная целлюлоза высоковязкая ПАЦ 0,5; нефтерастворимое ПАВ Сульфонол НП-1 1; комплексон Трилон Б 0,5; шашки второго типа содержат, мас.%: сульфаминовую кислоту 50; утяжелитель - хлористый натрий 43; неионогенное ПАВ 5; высоковязкая ПАЦ 0,5; Сульфонол НП-1 1; Трилон Б 0,5, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-12-19 2018-01-29T06:52:54
Наверх