Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..водные составы для бурения скважин – C09K 8/04

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи. Способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе, содержащего водный раствор жидкого стекла с кремнеземным модулем, включающий оттитровывание соляной кислотой. Раствор армируют щелочерастворимым растительным галактоглюкоманнаном. Соляной кислотой оттитровывают полученный раствор, значение pH которого задают в пределах 8,5-11,4, необходимых для перехода галактоглюкоманнана в нерастворенное состояние. Компоненты изолирующего гелеобразующего раствора используют в следующем составе, % вес: галактоглюкоманнан 0,1-0,5, жидкое стекло 5-8, остальное - вода. Технический результат - повышение эффективности и надежности способа. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. Вязкоупругая композиция для использования в подземных формациях включает, по меньшей мере, один четвертичный алкиламидоамин приведенной формулы и, по меньшей мере, одну указанную содобавку при их соотношении по весу от 1000:1 до 5:1. Флюид на водной основе для применения в месторождении нефти включает указанную композицию. Состав рассола высокой плотности для месторождения нефти включает от 30% до 70 вес.% органической и/или неорганической соли и указанную выше композицию. Флюид заканчивания месторождения нефти в виде рассола высокой плотности содержит от 30 вес.% до 70 вес.%, по меньшей мере, одной неорганической или органический соли, от 0,1 вес.% до 4 вес.%, по меньшей мере, одного катионного поверхностно-активного вещества из приведенной группы и по меньшей мере, одну содобавку из приведенной группы. Способ образования трещин подземной формации включает обеспечение загустевшего флюида для гидроразрыва на водной основе, включающего водную среду и эффективное количество указанной выше композиции и закачку водного флюида через ствол скважины в подземную формацию при давлении, достаточном, чтобы разбить формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности модификации проницаемости подземных формаций. 5 н. и 19 з.п. ф-лы, 4 пр.

Способ для разрушающей обработки, применяемый для проведения интенсифицирующей обработки подземного пласта, включает получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7, введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для изоляционных работ в скважинах, которые могут быть использованы для ликвидации межколонных газопроявлений, изоляции поглощающих пластов при бурении и ремонте скважин, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн, разделении потоков жидкостей и других ремонтных работах. Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах состоит из полиакриламида, сшивающего агента - нитрата хрома, регулятора гелеобразования - сульфаминовой кислоты и дополнительно Монасила, наполнителя растительного происхождения - органоминерального реагента «АПТОН-РС» и воды, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полиакриламид	1,4-1,9
Нитрат хрома	0,25-0,32
Сульфаминовая кислота	1,5-3,1
Монасил	0,11-0,23
Органоминеральный реагент
«АПТОН-РС»	5-11
Вода	остальное

Технический результат - улучшение технологических свойств ВУС, обусловленных регулируемым временем гелеобразования, повышенными пластической прочностью и адгезией к металлу труб и пластовой породе, повышение эффективности проведения изоляционных работ в скважинах. 1 табл.

Изобретение относится к улучшенным растворам и способам стимулирования добычи углеводородов с одновременным снижением количества получения воды из стимулированной подземной формации. Водный раствор для обработки скважин, содержит водный раствор гидрофильного реакционно-способного полимера, содержащего по меньшей мере одну реакционно-способную аминогруппу, гидрофобное соединение, выбранное из галоидалкилов, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционно-способным полимером, и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе. В других вариантах водный раствор для обработки скважин, кроме того, включает регулирующий pH агент и гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент. Способ стимулирования или повторного стимулирования содержащей углеводороды формации, через которую проходит скважина, включает следующие стадии: получение водного раствора, включающего гидрофильный реакционно-способный полимер, содержащий по меньшей мере одну реакционно-способную аминогруппу, гидрофобное соединение, выбранное из галоидалкилов, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционно-способным полимером, и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе; доведение pH по меньшей мере до 8; и закачивание водного раствора через ствол скважины со скоростью и давлением, достаточными для разрыва содержащей углеводороды формации. Изобретение также относится к другим вариантам способа. Водный раствор для обработки скважин содержит гидрофобно- модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости, полученный взаимодействием гидрофильного реакционно-способного полимера, содержащего по меньшей мере одну реакционно-способную аминогруппу, с гидрофобным соединением, выбранным из галоидалкилов, в котором гидрофобно-модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости составляет приблизительно от 0,05 до 1,0% от массы водного раствора для обработки скважин; а гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент составляет приблизительно от 0,06 до 0,72% от массы водного раствора для обработки скважин. Способ стимулирования или повторного стимулирования получения углеводородов из подземной формации, через которую проходит скважина, а также снижения водной проницаемости подземной формации включает следующие стадии: закачивание водного раствора для обработки скважин, содержащий гидрофобно-модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости, полученный взаимодействием гидрофильного реакционно-способного полимера, содержащего по меньшей мере одну реакционно-способную аминогруппу, с гидрофобным соединением, выбранным из галоидалкилов, через ствол скважины со скоростью и давлением, достаточными для гидравлического разрыва формации. Технический результат - селективное снижение проницаемости для потока воды без снижения уровня прохождения масляного потока. 7 н. и 72 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к полимерам, содержащим звенья типа бетаина, а также к применению цвиттерионных полимеров в промывочных жидкостях. Техническая задача - разработка нового полимера, подходящего для использования в промывочных жидкостях на основе силикатов. Предложен цвиттерионный полимер, содержащий не менее 35% звеньев, содержащих группу бетаина, причем группа бетаин а содержит одну катионную и одну анионную группу, и дополнительные алкоксилированные или гидроксилированные звенья. Предложена также промывочная жидкость, содержащая новый полимер. Предложенный полимер может использоваться в качестве агента, ингибирующего набухание глин, снижающего фильтрацию глинистого раствора и/или в качестве смазывающего агента в процессе бурения скважин. 3 н. и 37 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки буровых растворов, приготовленных с использованием технических продуктов хлористого калия, производимых по ГОСТ 4568-95. Реагент для обработки буровых растворов, содержащий технический продукт хлористого калия, который при использовании указанного продукта, произведенного с добавлением в качестве реагента-антислеживателя алифатических аминов C ₁₆-C₂₀, имеет состав, мас.%: ортофосфорная кислота (массовая доля Н₃PO ₄ - 75%) 22,76-63,88, суперфосфат двойной 18,06-38,62, вода остальное. В способе получения этого реагента перемешивают суперфосфат двойной в воде в соотношении 1:1 2-4 часа при нагреве до 40-50°С, охлаждают полученную смесь до 20-30°С, добавляют ортофосфорную кислоту и интенсивно перемешивают. Технический результат - получение седиментационно-стабильного и однородного по составу высокоэффективного реагента для предотвращения выделения аммиака из указанных растворов, расширение ассортимента реагентов для регулирования свойств буровых растворов. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к составам для получения высокообводненных и стабильных эмульсий, широко используемых в технологии получения топлив, увеличения нефтеотдачи пластов, например при обработке высокообводненных коллекторов, нагнетательных и добывающих скважин, а также в процессах газодобычи и для временной изоляции проницаемости в призабойной зоне пластов. Задача изобретения заключается в разработке концентрированных до 86% воды стабильных при хранении, деформациях и температуре до 90-100°С высоковязких эмульсий с применением использованных отработанных смазочных масел. Технический результат достигается тем, что водомасляная эмульсия на основе воды и масла в качестве масла содержит масляные остатки полностью отработанного смазочного масла при соотношении: вода: масляные остатки, равном от 73,3:26,7 до 86,5:13,5 мас.%. Замена нефтяного масла и дорогостоящих синтетических ПАВ-эмульгаторов масляными остатками придает технологии получения водомасляной эмульсии значительную экономию и экологическую эффективность. 1 табл.

Изобретение относится к технологии получения высоковязких и стабильных водомасляных эмульсий, которые применяются для увеличения нефтеотдачи пластов, а также в процессах газодобычи. Способ осуществляют смешиванием нефтяного смазочного масла с водой, взятой в количестве на 10-25% больше критического количества воды в эмульсии, с помощью электромеханического смесителя при 2000-2500 об/мин в течение 40-50 минут, после чего избыток воды удаляют. Технический результат - упрощение технологии процесса при исключении применения эмульгирующих и стабилизирующих соединений. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для приготовления гидрофобных эмульсий и к гидрофобным эмульсиям, применяемым при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин, в качестве базового реагента для приготовления технологических жидкостей в технологических процессах повышения нефтеотдачи пластов и капитальных ремонтов скважин, для обеспечения фильтрации между нефтяным или газовым пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, а также при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений на любой стадии заводнения, увеличения нефтеотдачи пласта. Технической задачей является создание состава для приготовления гидрофобной эмульсии и создание гидрофобной эмульсии с низкой температурой застывания, обеспечивающей снижение глубины проникновения ее в пласт и обеспечение термостабильности эмульсии при закачке ее в призабойную зону скважины с высокими пластовыми температурами, сохранение фильтрационных характеристик пород призабойной зоны, создание благоприятных условий притока жидкости на забой скважин при их освоении. Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления гидрофобной эмульсии включает поверхностно-активное вещество - продукт взаимодействия алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C ₂₄ при их мольном соотношении 1-4:1 соответственно. Гидрофобная эмульсия включает в себя состав для приготовления гидрофобной эмульсии, хлорид кальция, воду и дополнительно углеводородный растворитель. 2 н.з. ф-лы, 3 табл.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и газа и, в частности, к способам первичного вскрытия продуктивных пластов. Техническим результатом является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ. В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащем механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂ РО₃Н₂)₃, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.

Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения. Техническим результатом является снижение кольматации призабойной зоны и повышение эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты. В способе заканчивания скважин продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: ограничивают скорость спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с, ограничивают осевую нагрузку и механическую скорость бурения, обеспечивают минимальное число рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществляют промежуточные промывки скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, используют буровой раствор, содержащий, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,5-1,0, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,01-0,03, минеральную соль 0,2-0,7, мел 15,0-30,0, щелочь 0,05-0,1, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ 0,5-0,9, флотореагент - реагент «Пента-465» 0,1-1,0, вода остальное. Буровой раствор дополнительно может содержать глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас%. 1 з. п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к солестойким растворам для вскрытия продуктивных пластов. Технический результат - обеспечение высоких флокулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечение высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально-высоким пластовым давлением. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду, содержит в качестве полимера полимер Fito-PK при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-44, полимер Fito-PK 3-5, мраморный порошок 0-10, вода остальное. 1 табл.

Настоящее изобретение касается области бурения или, в целом, области осуществления операций, требующих циркуляции раствора в пробуренной скважине, при этом указанный раствор находится в контакте с пористыми и проницаемыми стенками породы-коллектора. Техническим результатом изобретения является уменьшение или предупреждение повреждений породы-коллектора. Буровой раствор на водной основе, содержащий обычные ингредиенты, такие как восстановитель фильтрата, вещество для повышения вязкости, утяжелитель, и не являющийся эмульсией «масло в воде», дополнительно содержит менее 1 г/л одного или нескольких соединений, выбранных из группы частичных сложных эфиров многоатомных спиртов с жирными кислотами С8-С10, при этом длина цепей кислотной и спиртовой частей выбрана таким образом, чтобы частичный сложный эфир обладал достаточной дисперсностью в воде, совместимостью с другими ингредиентами, не образовывал эмульсии с нефтью пласта и в достаточной мере адсорбировался на пористой породе пласта. Указанный выше буровой раствор применим для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з. п. ф-лы, 10 табл., 2 ил.

Изобретение относится к химии полимеров, а именно к гидрофобно модифицированным водорастворимым полимерам или комплексам названных полимеров с ПАВ. Описывается способ селективного ингибирования гелеобразования ассоциирующей гелеобразующей жидкости, содержащей гидрофобно ассоциирующие вещества, представляющие собой гидрофобно модифицированные водорастворимые полимеры или комплексы названных полимеров с ПАВ, обеспечивающий в случае контакта ассоциирующей жидкости с углеводородной средой сохранение ингибирующего эффекта, так что гелеобразования не происходит, а в случае контакта ассоциирующей жидкости с водной средой - исчезновение ингибирующего эффекта, так, что происходит гелеобразование, где в указанные жидкости перед приведением их в контакт с углеводородной средой вводят ингибитор, который хорошо растворим в водных средах, но нерастворим в углеводородных, например, этанол или метанол. При этом в качестве гидрофобно ассоциирующего вещества ассоциирующая гелеобразующая жидкость содержит гидрофобно модифицированный водорастворимый полимер на основе полиакриламида, содержащий 84,4 или 88,8 мол.% акриламидных звеньев, 1,5 мол.% н-додецилакриламидных звеньев и 14,1 или 9,7 мол.% звеньев акрилата натрия. В качестве ПАВ, используемых в комплексах с названными полимерами, используют цетилпиридиний хлорид. Описана также ассоциирующая гелеобразующая жидкость, содержащая 1-10 мас.% гидрофобно ассоциирующих веществ, а также состав для обработки нефтяной скважины, включающий ассоциирующую жидкость. Раскрыт способ селективного блокирования поступления воды в добывающую нефтяную скважину из подземных водоносных пластов. Изобретение может быть использовано в нефтедобыче для контроля водопритоков в нефтедобывающих скважинах, позволяющих ограничить поступление воды в скважинах, не мешая при этом добыче нефти. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов на водной основе. Техническим результатом является повышение стабилизирующих, смазочных и противоизносных свойств бурового раствора, а также предотвращение в нем пенообразования. Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе содержит сырое талловое масло, полигликоли, флотореагент-оксаль и мелассу свекловичную при следующем соотношении компонентов, мас.%: сырое талловое масло 10-30, полигликоли 15-20, флотореагент-оксаль 40-50, меласса свекловичная 15-20. 2 табл.

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является повышение ингибирующей способности бурового раствора при одновременном улучшении технологических параметров раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глину - 1,5-3,0, карбоксиметилцеллюлозу - 0,1-0,3, карбоксиметилкрахмал - 0,75-1,5, смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов - 0,75-1,0, продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₃ -C₁₅ - 0,75-1,5, смазочную добавку - 0,5-3,0, воду - остальное. 2 табл.