Облегченный буровой раствор (варианты)

Авторы патента:

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

Владельцы патента RU 2683456:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") (RU)

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым для бурения и капитального ремонта скважин с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

Актуальность применения облегченных буровых растворов обусловлена необходимостью разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, которая предусматривает ведение работ по бурению и капитальному ремонту на скважинах в зонах пониженного пластового давления, где существует высокая вероятность катастрофических поглощений бурового раствора.

Анализ существующего уровня техники и технической литературы показал следующее.

Известен буровой раствор низкой плотности, содержащий мас. %: известь негашеная - 3-4; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,3-0,5; сода каустическая - 0,3-0,5; вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) - остальное.

Недостатками известного бурового раствора низкой плотности для сероводородсодержащих месторождений являются отсутствие возможности создания давления столба жидкости в скважине ниже гидростатического, а также отсутствие возможности применения в составе бурового раствора нейтрализатора сероводорода ввиду его высокой плотности. К дополнительным недостаткам известного бурового раствора можно отнести отсутствие возможности повторного применения бурового раствора после насыщения его сероводородом, что приводит к значительным затратам на складирование, транспортировку и утилизацию отработанного бурового раствора, увеличивает затраты времени на приготовление, дополнительную обработку бурового раствора в процессе бурения и капитального ремонта для поддержания необходимых параметров бурового раствора.

Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа заявляемого решения, является облегченный минерализованный буровой раствор (патент РФ №2486224 «Облегченный минерализованный буровой раствор», С09К 8/20, опубликовано 27.06.2013), содержащий мас. %: глинопорошок - 4-6; стабилизатор - солестойкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,3-1; модифицированный крахмал - 0,8-1,2; хлористый натрий - 1-20; хлористый калий - 3-7; щелочь - 0,01-0,02; лигносульфонатный реагент - 1-2; силикатные микросферы - 4,5-6; вода пресная (техническая) - остальное.

Несмотря на то, что указанный облегченный минерализованный буровой раствор имеет плотность меньше 1 г/см³ и необходимую морозостойкость, его состав не может считаться технологически целесообразным и экономически выгодным, так как для обеспечения стабильности этих показателей облегченный минерализованный буровой раствор содержит восемь компонентов кроме воды. Это усложняет способ приготовления, увеличивает затраты времени на приготовление, а также на дополнительную обработку в процессе бурения или капитального ремонта для поддержания необходимых параметров. Отсутствие в составе облегченного минерализованного бурового раствора нейтрализатора сероводорода ограничивает область его применения при бурении или капитальном ремонте скважин на сероводородсодержащих месторождениях в условиях низких и аномально низких пластовых давлениях.

Основной технической задачей заявляемого изобретения является повышение качества облегченного бурового раствора, проявляющееся в улучшении его структурно-реологических свойств, обеспечивающих предотвращение поглощения бурового раствора, морозостойкость, нейтрализацию сероводорода, входящего в состав пластовой смеси, снижение отрицательной экологической нагрузки на объекты природной среды.

Поставленная задача достигается тем, что облегченный буровой раствор, содержащий мел технический, крахмал модифицированный, ксантановый биополимер, натр едкий технический и воду или минерализованный рассол (рапа), дополнительно содержит специально разработанные полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла для снижения плотности облегченного бурового раствора меньше или равной 1 г/см³ и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- по первому варианту облегченный буровой раствор содержит 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; вода пресная (техническая) - остальное;

- по второму варианту облегченный буровой раствор содержит 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; минерализованный рассол (рапа) - остальное;

- по третьему варианту облегченный буровой раствор содержит 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; вода пресная (техническая) - остальное.

В заявляемом изобретении в качестве коркообразователя облегченного бурового раствора используется мел технический (например, мел технический «МТД-2» по ТУ 5743-008-05120542-96). Мел технический представляет собой мелкозернистый порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Увеличение процентного содержания мела технического свыше заявленного в изобретении способствует увеличению вязкости облегченного бурового раствора и количества содержания твердой фазы в нем, что приводит к увеличению высоты фильтрационной корки и увеличению плотности облегченного бурового раствора.

Возможно исключение из компонентного состава облегченного бурового раствора мела технического (состав облегченного бурового раствора по третьему варианту) в случае отсутствия необходимости в коркообразовании и наличии требований по применению бурового раствора без твердой фазы для минимизации отрицательного воздействия на коллекторские свойства пласта.

Для снижения водоотдачи облегченного бурового раствора используют модифицированный крахмал (например, «ФИТО-РК» по ГОСТ 32902-2014). Использование в составе бурового раствора модифицированного крахмала менее 4 мас. % приводит к увеличению водоотдачи. Увеличение же его значения более 4 мас. % приводит к значительному увеличению вязкости облегченного бурового раствора.

В качестве регулятора реологических свойств облегченного бурового раствора используют ксантановый биополимер (например, биополимер «Биоксан» по ТУ 2123-004-56864391-2009). Использование ксантанового биополимера в объеме 0,1 мас. % приводит к увеличению реологических параметров, таких как вязкость и стабильность облегченного бурового раствора. Содержание в облегченном буровом растворе ксантанового биополимера более 0,1 мас. % экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения реологических свойств, при увеличении количества этого компонента не происходит.

Для поддержания требуемого рН в диапазоне 9-10 ед. используют натр едкий технический (например, натр едкий технический по ГОСТ Р 55064-2012). Оптимальная концентрация натра едкого технического составляет 0,1 мас. %. Уменьшение или увеличение концентрации натра едкого технического приводит соответственно к снижению или увеличению рН облегченного бурового раствора.

Величина рН характеризует кислотность или щелочность облегченного бурового раствора. Известно, что большинство химреагентов буровых растворов эффективно действует только при рН больше 7 ед.

Введение реагента ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009 до 2 мас. % обеспечивает нейтрализацию сероводорода, входящего в состав пластовой смеси, при поступлении его в буровой раствор.

Реагент ЖС-7 представляет собой тонкодисперсный порошок, бурого цвета. Реагент активно взаимодействует в буровом растворе с сероводородом, образуя нерастворимые соединения, и предотвращает выход свободного сероводорода на дневную поверхность. Исходя из анализа применения реагента ЖС-7 на Астраханском ГКМ для нейтрализации сероводорода и сульфидов в облегченном буровом растворе, указанная выше концентрация удовлетворяет нормам безопасного ведения буровых работ в условиях сероводородной агрессии.

Для обеспечения морозостойкости - предотвращения замерзания облегченного бурового раствора в зимний период, в качестве дисперсионной среды (основы) облегченного бурового раствора применяют насыщенный хлоридом натрия минерализованный рассол (рапа).

Для снижения плотности предлагаемого облегченного бурового раствора используют полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла (например, HGS8000X или БРО-1МС по ТУ 2458-06-34356033-2016), имеющих насыпную плотность 0,12-0,63 г/см³, прочность на сжатие до 551,6 атм., термостабильность до 600°С.

Полые стеклянные микросферы - химически стойкие, нерастворимые в воде и углеводородах, экологически безопасные. Также возможно использование других микросфер близких по свойствам и составу.

Ввод полых стеклянных микросфер из натрий-боросиликатного стекла в объеме 5-10 мас. % обеспечивает оптимальную плотность

предлагаемого облегченного бурового раствора. Добавление полых стеклянных микросфер из натрий-боросиликатного стекла более 10 мас. % приводит к увеличению вязкости облегченного бурового раствора, вплоть до нетекучего состояния. Содержание полых стеклянных микросфер из натрий-боросиликатного стекла в облегченном буровом растворе меньше 5 мас. % приводит к несущественному снижению плотности раствора.

Применение полых стеклянных микросфер из натрий-боросиликатного стекла в качестве добавки к составам облегченных буровых растворов заявляемого изобретении, позволяет добиться плотности облегченного бурового раствора меньше или равной 1 г/см³, предотвратить поглощение облегченных буровых растворов при выполнении внутрискважинных работ за счет снижения гидростатического давления столба бурового раствора на пласт, что обеспечит сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет проведения внутрискважинных работ на балансе давления скважина - пласт.

В результате того, что предотвращается поглощение облегченного бурового раствора, снижаются затраты времени на его повторное приготовление.

Наличие в составах предлагаемого облегченного бурового раствора нейтрализатора ЖС-7 повышает безопасность проведения работ по бурению и капитальному ремонту скважин за счет нейтрализации сероводорода, который может высвобождаться и появляться на поверхности бурового раствора, что может привести к появлению в рабочей зоне технологического объекта (скважины) вредных для здоровья и жизни людей газообразных отравляющих веществ. Заявляемый облегченный буровой раствор экологически безопасен, так как включает ингредиенты 4 класса опасности.

Таким образом, предлагаемым в качестве изобретения облегченным буровым растворам (варианты) обеспечивается достижение заявляемого технического результата. Не выявлены по имеющимся источникам технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату. Заявляемый облегченный буровой раствор (варианты) соответствует условию изобретательского уровня. Что касается соответствия такому критерию, как «промышленная применимость», то проведенная опытно-промышленная проверка на семи скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения, в процессе проведения капитального ремонта скважин, показала возможность применения изобретения с заявленной совокупностью существенных признаков.

Заявленный облегченный буровой раствор (варианты) низкой плотности для бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями на нефтяных, газовых, газоконденсатных и сероводородсодержащих месторождениях готовят следующим образом.

В воду пресную - техническую или минерализованный рассол (рапу) добавляют натр едкий технический, далее при постоянном перемешивании при необходимости вводят мел технический, затем добавляют модифицированный крахмал, ксантановый биополимер и нейтрализатор сероводорода ЖС-7. Полученный буровой раствор продолжают перемешивать до окончания взаимодействия компонентов, что фиксируется прекращением повышения вязкости бурового раствора. Далее в полученный буровой раствор при постоянном перемешивании добавляют полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла до получения однородного стабильного раствора требуемой плотности. Все компоненты вводят в сухом виде. Варианты составов заявляемого облегченного бурового раствора представлены в таблице 1.

В соответствии с приведенными вариантами готовят различные составы облегченных буровых растворов низкой плотности, отличающиеся следующими техническими параметрами, представленными в таблице 2.

Технический результат изобретения заключается в разработке состава облегченного бурового раствора с оптимальными структурно-реологическими свойствами для применения на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, обеспечивающего предотвращение поглощений облегченного бурового раствора при проведении внутрискважинных работ, морозостойкость, нейтрализацию сероводорода, а также минимизацию негативной экологической нагрузки на окружающую среду.

1. Облегченный буровой раствор, включающий крахмал модифицированный, натр едкий технический, полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла и воду пресную техническую, отличающийся тем, что дополнительно содержит мел технический, ксантановый биополимер и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 при следующем соотношении компонентов, 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
вода пресная техническая	80,8-85,8

2. Облегченный буровой раствор, включающий крахмал модифицированный, натр едкий технический, полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла и минерализованный рассол, отличающийся тем, что дополнительно содержит мел технический, ксантановый биополимер и нейтрализатор сероводорода ЖС-7, а в качестве минерализованного рассола содержит рапу при следующем соотношении компонентов, 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
рапа	80,8-85,8

3. Облегченный буровой раствор, включающий крахмал модифицированный, натр едкий технический, полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла и воду пресную техническую, отличающийся тем, что дополнительно содержит ксантановый биополимер и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 при следующем соотношении компонентов, 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
вода пресная техническая	83,8-88,8

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.

Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин // 2683441

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%.

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.