Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ...эмульсии "вода в масле" – C09K 8/36

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Буровой раствор, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение ингибирующих и смазочных свойств. 7 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот. Изобретение также относится к способам: эмульгирования раствора, ингибирования коррозии поверхности металла, уменьшения коррозии поверхности металла, флотации руды или модифицирования бетона. 9 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 13 пр., 7 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ_9-4 5,0-20,0; неонол АФ_9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ_9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C₁₀-C₂₄ структуры, где по меньшей мере одна из C₁₀-C₂₄ структур замещена по меньшей мере одним из , -ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C₁₀-C₂₄ структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г. Изобретение также относится к следующим способам: к получению композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C ₁₀-C₂₄ структуры, где по меньшей мере одна из C₁₀-C₂₄ структур замещена по меньшей мере одним из , -ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C₁₀-C₂₄ структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г, включающему обеспечение талловым маслом, имеющим по меньшей мере две C₁₀-C₂₄ структуры, малеирование таллового масла и окисление таллового масла; к эмульгированию раствора, включающему стадию объединения раствора с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; к ингибированию коррозии на металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; и к уменьшению коррозии металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла. 5 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 пр., 6 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - упрощение способа, уменьшение расхода углеводородной жидкости и эмульгатора, улучшение структурно-реологических показателей и повышение ингибирующей способности бурового раствора. В способе приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин, включающем использование двух растворов - на углеводородной и бурового раствора на водной основе, и их смешение между собой путем введения бурового раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, буровой раствор на водной основе вводят в раствор на углеводородной основе порционно путем первоначального введения его в количестве 30-40% от общего объема при перемешивании до появления признаков образования инвертной эмульсии со значениями удельного электрического сопротивления не менее 6 Ом·м и электростабильности не менее 10 В, с последующим добавлением оставшейся части бурового раствора, при соотношении указанных растворов в об.%: раствор на углеводородной основе 23,85-30,0, буровой раствор на водной основе остальное, в качестве раствора на углеводородной основе используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор (7,3÷20):1 соответственно, а в качестве бурового раствора на водной основе используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе, представляющего собой обратную эмульсию и применяемого для промывки при бурении нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин. Технический результат - повышение значений динамического и статического напряжения сдвига, понижение пластической вязкости, устойчивость эмульсии при одновременном сохранении стабильности этих параметров при перепаде температур на устье и на забое. В способе приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора путем смешения углеводородной среды, водной фазы, эмульгатора и комплексного реагента, вначале производят смешивание углеводородной среды и эмульгатора, далее добавляют комплексный реагент - смесь синтетического латекса и оксаля, взятых в объемном соотношении 1:(0,1÷5), далее к указанным компонентам добавляют водную фазу и смесь диспергируют, при этом компоненты берут в следующем соотношении, об.%: углеводородная среда 30,0-80,0; эмульгатор 1,0-4,0; указанный комплексный реагент 1,5-10,0; водная фаза 6,0-67,5. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 6 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретения относятся к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий содержит, мас.%: продукт переработки таллового масла на основе высших жирных кислот 6,2-22,0; калиевый щелочной реагент 4,2-13,5; вода 4,5-14,6; растворитель - неароматическое легкое минеральное масло - остальное. Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающий приготовление раствора на олеофильной основе путем введения вышеуказанного эмульгатора-стабилизатора в углеводородный реагент при их массовом соотношении (1,5-9):1 соответственно, приготовление раствора на водной основе в виде смеси водного раствора хлорида кальция, обеспечивающего концентрацию ионов кальция в водной фазе получаемой эмульсии не менее 11,6 г/л, и водного раствора каустического магнезита с концентрацией 16-120 г/л, смешение их между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на олеофильной основе при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: эмульгатор 5-20; углеводородный реагент 20-88; хлорид кальция 2-3; каустический магнезит 1-3; вода пресная или минерализованная - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 табл.