Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением

Авторы патента:

Неудахин Александр Юрьевич (RU)

Корякин Александр Юрьевич (RU)

Козлова Наталья Владимировна (RU)

Гресько Роман Петрович (RU)

Жариков Максим Геннадиевич (RU)

Шумилкина Оксана Васильевна (RU)

Сенюшкин Сергей Валерьевич (RU)

C09K8/08 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2683448:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит, мас.%: формиат натрия 37-40; полисахарид ксанатанового типа «Гламин» 0,20-0,25; модифицированный крахмал «МК-3» 1,10-1,20; гидрофобизирующую жидкость «Основа-ГС» 1,00-1,20; смазывающую добавку «СМЭГ» 1,25-1,50; пеногаситель Полидефом 0,15-0,20; кольматирующую добавку МР-4 10; воду - остальное; утяжеляющую добавку до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов при разведочном бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Для вскрытия продуктивных пластов в условиях высоких забойных температур и аномально высоких пластовых давлений необходимо использование буровых растворов высокой плотности, сохраняющих в забойных условиях оптимальные технологические свойства, обеспечивающие профилактику осложнений при бурении и сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.

Известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: формиат натрия - 9-44, полимер Fito-PK - 3-5, мраморный порошок - 0-10, вода - остальное [RU №2277570, С1 (2006.01), C09K 8/04, опубл. 10.06.2006]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие свойства для удаления шлама при очистке и отличается высокой термостойкостью.

Существенным недостатком является недостаточная стабильность структурно-реологических свойств раствора, особенно при воздействии высоких температур. К тому же ограничен верхний предел значений плотности (1300-1420 кг/м³) и невозможность ее увеличения в следствии низкой седиментационной устойчивости.

Известен биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил - 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот -продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,00, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР - 3,0-5,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, СаС1₂, MgCl₂, бишофит - 3,0-40,0 [RU 2289603 С1, C09K 8/10 (2006.01), опубликовано 20.12.2006]. Известный раствор оказывает минимальное вредное влияние на окружающую среду.

Существенным недостатком данного бурового раствора является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий, мас. %: структурообразователь ксантановый биополимер К.К. Робус - 0,3-0,5, реагент-стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду - 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катами АБ - 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, в качестве утяжеляющей добавки - барит 30-70 [RU №2481374 C1, С09K 8/08 (2006.01), опубл. 10.05.2013]. Известный раствор не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов с АВПД.

Недостатком данного раствора является ухудшение структурно-механических и реологических показателей бурового раствора, связанное с концентрированным загустеванием дисперсной системы при утяжелении, которое обусловлено увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение является обеспечение сохранения фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с целью решения задач по изучению и освоению недр.

Техническим результатом изобретения является разработка утяжеленного минерализованного бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с оптимизированными технологическими свойствами бурового раствора, за счет применения эффективных материалов и реагентов, а также ограниченным содержанием твердой фазы.

Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку MP-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 37,0-40,0; полисахарид ксантанового типа 0,20-0,25; модифицированный крахмал 1,10-1,20; жидкость гидрофобизирующая 1,00-1,20; смазывающая добавка 1,25-1,50; пеногаситель 0,15-0,20; кольматирующая добавка 10,00; вода - остальное; утяжеляющая добавка - до требуемой плотности сверх 100%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в утяжеленном минерализованном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить растворы высокой плотности (1550-2205 кг/м³), при этом обладающих оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C, что в совокупности обеспечивает повышение эффективности геологоразведочных работ путем сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты. Формиат натрия - соль одноосновной предельной карбоновой (муравьиной) кислоты. Формиат натрия хорошо растворяется в воде с образованием «чистых» растворов высокой плотности, обеспечивает высокую ингибирующую способность, термостабильность, малую коррозионную активность буровых растворов.

Применение полисахаридных реагентов является эффективным решением для регулирования структурно-реологиченских и фильтрационных свойств минерализованных растворов. Полисахаридный реагент ксантатового типа «Гламин» по ТУ 2458-001-14023401-2008, представляет собой высокоочищенный водорастворимый ксантановый биополимер с высокой молекулярной массой, является эффективным структурообразователем буровых растворов на водной основе различной минерализации. Регулирует реологические свойства буровых растворов, обеспечивает высокую выносящую и удерживающую способности.

Для регулирования фильтрационных свойств безглинистых, в том числе минерализованных, буровых растворов широко применяются полимеры-стабилизаторы на основе крахмала. «МК-3» - модифицированный крахмальный реагент, представляет собой порошок бело-желтого цвета, предназначен для снижения фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов, в том числе при высоких температурах. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации.

Жидкость гидрофобизирующая «Основа ГС» по ТУ 2458-015-82330939-2009 представляет собой композицию на основе кремнийорганических соединений. «Основа ГС» предотвращает диспергирование шлама, стабилизирует неустойчивые горные породы, склонные к осыпям и обвалам, оказывает положительное воздействие на параметры бурового раствора в условиях разбуривания активных вязкопластичных глин и условиях солевой агрессии, препятствует сальникообразованию, осложнениям при СПО, стабилизирует стенки скважины.

Для оптимизации смазочных свойств бурового раствора используется солестойкая смазывающая добавка «СМЭГ» по ТУ 2458-007-568664391-2007, которая представляет собой смесь растительных масел (в т.ч. отработанных), модифицированных гликолями и другими техническими компонентами. Добавка, предназначенная для улучшения смазочных и противоизносных свойств буровых растворов, полностью эмульгируется в растворах, в том числе с повышенным содержанием твердой фазы.

Пеногаситель Полидефом по ТУ 2637-023-97457491-2010 предназначен для предотвращения и ликвидации пенообразования буровых и технологических жидкостей при строительстве нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин.

МР-4 - карбонат кальция, выпускаемый по ТУ 5716-003-52817785-03, является продуктом измельчения и тонкого помола природного мрамора, применятся в качестве кольматанта для блокирования пор при вскрытии проницаемых и/или поглощающих пластов.

Для утяжеления бурового раствора, в зависимости от необходимой плотности, используют сидерит (карбонат железа) или барит (сульфат бария).

Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см3, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.

Сидеритовый утяжелитель, благодаря почти полному растворению в минеральных кислотах, является кислоторастворимым утяжелителем, что позволяет эффективно и легко удалять его из порового пространства продуктивного пластов в результате солянокислотной обработки, а это в свою очередь позволяет восстанавливать первоначальную проницаемость продуктивных пластов, увеличивать дебит нефтяных и газовых скважин. Сидеритовый утяжелитель обладает оптимальным гранулометрическим составом и имеет плотность выше остальных утяжелителей группы карбонатных утяжелителей.

Барит (сульфат бария) - минерал, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO3, а также примеси Sr, Са, Ra, Fe2O3. Бывает белого, серого, красного и желтого цветов. Плотность баритовых утяжелителей находится в пределах 4,3-4,7 т/см3, твердость по шкале Мооса 2,5-3,5. Барит обладает кристаллической решеткой с прочной связью и максимально плотной упаковкой (координационное число 12). Эти кристаллические особенности обусловливают прочность и компактность структуры, ее высокую устойчивость, нерастворимость и большой удельный вес.

Приготовление утяжеленного минерализованного бурового раствора в лабораторных условиях осуществляли следующим образом.

Дисперсионную среду - минерализованный раствор готовили путем растворения формиата натрия (HCOONa) в дистиллированной воде, при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученный высокоминерализованный раствор обрабатывали полисахаридными реагентами «Гламин» и «МК-3» путем поэтапного введения реагентов в высокоминерализованную среду при перемешивании раствора на смесительной установке в течение 20 минут и оставляли на 16 часов до полного их распускания. Через 16 часов полученный структурированный раствор поочередно обрабатывали жидкостью гидрофобизирующей («Основа ГС») и смазочной добавкой («СМЭГ») при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера в течение 30 минут. Поэтапное введение утяжеляющей добавки при постоянном перемешивании на смесительной установке позволяет доутяжелить минерализованный буровой раствор до требуемой плотности.

Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.

В лабораторных условиях исследовали следующие технологические свойства бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (22±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см², обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Оценка ингибирующих свойств утяжеленного минерализованного бурового раствора проводилась на тестере линейного набухания оснащенного системой сбора данных, в динамическом режиме, при температуре исследуемого раствора (22±2)°C и (80±2)°C.

В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному (таблица 2, примеры 1-6).

Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный минерализованный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными фильтрационными, структурно-реологическими и ингибирующими свойствами.

Утяжеленный минерализованный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (22±2)°C имеет плотность (ρ) от 1550-2204 кг/м³, условную вязкость (Т) от 56 до 97 с, показатель фильтрации (Ф) от 0,5 до 2,1 см³/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC_{1 мин / 10 мин}) от 59 до 97 и от 112 до 148 дПа соответственно, водородный показатель (pH) в пределах 9,89-10,97, пластическую вязкость (η_пл) от 73 до 111 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ₀) от 107 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) не более 3 кг/м³.

Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 2 поз. 7-9).

Разработанные составы утяжеленных минерализованных буровых растворов обладают высокими ингибирующими свойствами, что подтверждается исследованиями. На фигуре 1 приведены результаты исследований ингибирующих свойств заявляемых составов в сравнении с дистиллированной водой. Критерием оценки являлась степень набухания образца комовой глины с выходом глинистого раствора 2,4 м³/т в среде заявляемых составов при температуре среды в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C. Полученные кривые, представленные на фигуре 1 подтверждают высокие ингибирующие свойства заявляемых составов. На фигуре 1 кривые 1 и 2 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде дистиллированной воды при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C, а кривые 3, 4 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде заявляемых составов (пример №3, 6) при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C.

Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные результаты позволяют сделать вывод о термостабильности заявляемых составов.

Совместное использование материалов и реагентов-стабилизаторов обеспечивает оптимальные ингибирующие, структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.

Утяжеленный минерализованный буровой раствор при заявляемом соотношении компонентов имеет высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного минерализованного бурового раствора достигается за счет использования дисперсионной среды высокой плотности, что обеспечивает оптимальные технологические свойства бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Таким образом, утяжеленный минерализованный буровой раствор отличается от прототипа более стабильными фильтрационными, структурно-реологическими, ингибирующими свойствами, в том числе в условиях высоких давлений и температур, что в совокупности обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Данный вывод подтверждается исследованиями по оценке влияния заявляемых составов на проницаемость пород, в которых критерием оценки служил коэффициент восстановления проницаемости в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. Для заявляемых составов коэффициент восстановления проницаемости составил от 0,94 до 0,97 д. ед. (от 94% до 97%) от первоначальных значений проницаемости кернового материала. Таким образом, проведенные исследования показывают, что исследованные составы буровых растворов сохраняют фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при их первичном вскрытии в условиях высоких пластовых давлений и температур, что обеспечит, в дальнейшем, качество получаемой геологической информации.

Заявляемые составы могут быть пригодны для вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

1. Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением, характеризующийся тем, что содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку МР-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат натрия	37,0-40,0
полисахарид ксантанового типа	0,20-0,25
модифицированный крахмал	1,10-1,20
жидкость гидрофобизирующая	1,00-1,20
смазывающая добавка	1,25-1,50
пеногаситель	0,15-0,20
кольматирующая добавка	10,00
вода	остальное
утяжеляющая добавка	до требуемой плотности сверх 100%

2. Утяжеленный минерализованный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит сидеритовый утяжелитель.

3. Утяжеленный минерализованный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит баритовый утяжелитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях.

Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта с использованием борированной галактоманнановой камеди // 2682833

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.

Эмульгатор инвертных эмульсий и способ его получения // 2682534

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением.

Жидкость гидроразрыва и способ обработки углеводородного пласта // 2681761

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин // 2681716

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Способ получения эрозионной буферной жидкости // 2681714

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.

Буровой раствор // 2681614

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас.

Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя // 2681326

Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Способ добычи полезных ископаемых с использованием гидролизующихся частиц // 2681170

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Магнезиальный тампонажный материал // 2681163

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C.

Облегченный буровой раствор (варианты) // 2683456

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - оптимальные структурно-реологические свойства бурового раствора для применения на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, предотвращение поглощений бурового раствора при проведении внутрискважинных работ, морозостойкость, нейтрализация сероводорода, минимизация негативной экологической нагрузки на окружающую среду. Облегченный буровой раствор по первому варианту включает, мас.%: мел технический 3; крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; воду пресную техническую 80,8-85,8. Облегченный буровой раствор по второму варианту включает, мас.%: мел технический 3; крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; рапу 80,8-85,8. Облегченный буровой раствор по третьему варианту включает, мас.%: крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; воду пресную техническую 83,8-88,8. 3 н.п. ф-лы, 2 табл.

Термоисточник для термогазодинамического разрыва пласта // 2683467

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин. Предлагается термоисточник для термогазодинамического разрыва пласта, включающий корпус с герметичными торцами, снаряженный газогенерирующим при сгорании композиционным материалом, состоящим из смеси аммиачной селитры гранулированной марки Б, катализатора, энергетической добавки, горючего связующего, и воспламенитель, срабатывающий от электрической спирали, где указанный композиционный материал содержит в качестве катализатора перманганат калия, в качестве энергетической добавки - техуглерод марки П-803, в качестве горючего связующего - эпоксидный компаунд, включающий, мас.%: эпоксидную смолу марки ЭД-20 – 76, пластификатор марки ЭДОС – 8, агидол марки АФ-2М – 16, при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 75,0-80,0, перманганат калия 7,0-11,0, техуглерод марки П-803 4,0-6,0, эпоксидный компаунд 7,0-14,0 и введен путем его формирования послойным прессованием непосредственно в корпус термоисточника в виде твердого монолитного материала. Технический результат - повышение энергетических характеристик и упрощение процесса изготовления устройства для термогазодинамического разрыва пласта. 1 табл., 2 ил.

Способ получения концентрированных депрессорных суспензий и ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений // 2683935

Изобретение относится к способу получения концентрированной депрессорной суспензии и ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает смешение полиальфаолефина в растворе спирта, в качестве которого используют бутанол и/или гексанол, при добавлении стабилизатора анионного или катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой бензалкониум хлорид или лаурилсульфат натрия. При этом полиальфаолефин выбирают из группы, включающей полиэтилен, полипропилен, полигексен или их смеси. Способ позволяет получить химические реагенты, снижающие температуру застывания нефтепродуктов: нефти, мазута, конденсата, судового и дизельного топлива. 5 пр.

Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа // 2684534

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа, и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки, содержащей одно или более соединений-усилителей, выбранных из указанной выше группы. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, по меньшей мере, один ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений – усилителей в указанную жидкость, где жидкость содержит воду, по меньшей мере, один ААСП, количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности удаления используемого при обработке полимера после ее завершения. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Способ укрепления призабойной зоны скважины // 2684625

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.