Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..газообразные или пенные буровые составы для бурения скважин – C09K 8/38

Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды. Способ получения устойчивой пены из водных жидкостей путем объединения указанных водных жидкостей с газом в присутствии углеводородных жидкостей с помощью указанного выше пенообразователя. Способ удаления нагрузки по жидкости из газовых скважин включает добавление в газовые скважины пенообразователя, полученного указанным выше способом, и удаление из этих скважин устойчивой пены, как только она образуется. Способ разрыва с помощью пены при операциях бурения включает добавление пенообразователя, полученного по указанному выше способу, в скважину во время ее бурения. Способ подъема образовавшихся жидкостей на поверхность нефтяных скважин включает добавление в эти скважины, имеющие жидкости, пенообразователя, полученного указанным выше способом, и подъем на поверхность этих скважин образовавшихся жидкостей после их соединения с указанным пенообразователем. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в присутствии больших количеств углеводородов. 5 н. и 18 з. п. ф-лы. 7 табл., 6 пр.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Способ доставки зернистого материала под землю, включающий подачу указанного выше флюида так, что агломераты из частиц, удерживаемых газом, находятся ниже грунта. Способ гидравлического разрыва подземного газонефтеносного пласта включает доставку указанного выше флюида к трещине и подачу его в трещину так, что агломераты из частиц, удерживаемые газом, находятся в трещине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение транспортирования и размещения зернистых материалов в трещине гидравлического разрыва или гравийной набивке. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 табл., 8 пр., 6 ил.

Изобретение относится к пенообразующим водным композициям, применяемым для кондиционирования грунта при проходке тоннелей с использованием тоннелепроходческих машин. Пенообразующая водная композиция, включающая пенообразователь, содержащий, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество, содержит триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты и натрий фосфорнокислый 2-замещенный при следующем соотношении компонентов, маc.%: пенообразователь 9,0-31,0, триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты 0,2-6,0, натрий фосфорнокислый 2-замещенный 0,2-2,0, вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение удобства использования пенообразующей водной композиции за счет обеспечения ее стабильности при хранении. 3 з.п. ф-лы, 12 пр.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.

Изобретения относятся к области бурения скважин. Технический результат - обеспечение температурной стабильности буровых растворов. Добавка к буровому раствору для придания температурной стабильности содержит смесь из продукта реакции амина и полифункционального изоцианата и продукта реакции карбоновой кислоты, по меньшей мере, с двумя карбоксильными фрагментами; полиамина, содержащего две или более функциональные аминогруппы; и химического вещества, выбираемого из группы, состоящей из алкоксилированных алкиламинов, амидов жирных кислот и их смесей. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 7 н. и 22 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. Технический результат - повышение вязкости базового масла на низких скоростях сдвига и сниженная скорость гравитационного дренирования через границу плато между ячейками пены. Способ бурения скважины включает добавление эффективного количества пенообразующей композиции к углеводородной базовой жидкости для создания пенного углеводородного бурового раствора - ПУБР, где пенообразующая композиция включает пенообразующий агент и стабилизирующее количество полимера, являющееся достаточным для образования пены, стабильной при температуре по меньшей мере 350°F, закачивание ПУБР в бурильную колонну во время бурения, закачивание органофильного газа в скважину или рядом с дистальным концом бурильной колонны, или в/или рядом с буровым долотом на скорости, достаточной для получения бурового раствора, имеющего необходимый сниженный вес столба жидкости, и удаление пены из скважины. Способ бурения скважины включает циркулирование системы углеводородной буровой жидкости, включающей углеводородную жидкость и эффективное количество пенообразующей композиции, добавляемой в нефтяную или газовую скважину, где пенообразующая композиция состоит из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, достаточного для образования пены, устойчивой при температуре 350°F, добавление органофильного газа в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, имеющего необходимый сниженный вес столба жидкости, в котором увеличивается скорость уноса жидкости, увеличенного количества бурового шлама и других продуктов бурения из скважины, удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к безглинистым полисахаридным растворам, применяемым для бурения горизонтальных и пологих скважин с большим углом отклонения, а также и боковых стволов с горизонтальным окончанием. Технический результат изобретения - улучшение эффективности действия полимеров, входящих в безглинистый полисахаридный буровой раствор, путем повышения их устойчивости к механодеструкции. Безглинистый полисахаридный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин содержит, мас.%: биополимер КК Робус 0,15-0,25; карбоксиметилоксипропилцеллюлозу или гидроксиэтилцеллюлозу 0,35-0,40; комплексный реагент КСД 0,50-1,50; пеногаситель СОФЭКСИЛ-4248П 0,10-0,20; воду 97,60-98,90; карбонатный утяжелитель 26,00-37,00 (сверх 100%). 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области пенной кислотной обработки призабойной зоны пласта. Технический результат изобретения состоит в увеличении эффективности кислотной обработки коллекторов за счет улучшения реологических свойств состава, снижения скорости реакции кислотного состава с породой и его коррозионной активности, повышении эффективности очистки коллекторов от кольматирующих твердых частиц за счет флокуляции их, уменьшении скорости отложений малорастворимых солей и увеличении растворимости отложений солей на обрабатываемых поверхностях коллекторов, увеличении моющих свойств состава и гидрофобизации коллекторов, а также увеличении нефтевытесняющих свойств состава. Газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0; водорастворимый полимер 0,1-5,0; сухая органическая кислота 3,75-20,0; нитрит щелочного или щелочноземельного металла 6,20-45,7; хлористый аммоний 4,79-35,4; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0; комплексон 0,5-3,0; гидроксид щелочного металла 0,5-10,0; вода - остальное. Газогенерирующий сухокислотный пенный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0; водорастворимый полимер 0,1-5,0; сухая органическая кислота 3,75-20,0; нитрит щелочного или щелочноземельного металла 6,20-45,7; хлористый аммоний 4,79-35,4; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0; комплексон 0,5-3,0 гидроксид щелочного металла 0,5-10,0; утяжелитель - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к способу бурения туннеля в твердой породе. Технический результат - снижение износа режущих элементов, повышение эффективности бурения. Способ бурения твердой породы буровой туннелепроходческой машиной, имеющей выступающие из режущей головки диски из закаленной стали, включает подачу на режущую головку вспененной водной жидкой композиции, содержащей пенообразующий агент, представляющий собой поверхностно-активное вещество - ПАВ, и смазочный материал - полиэтиленоксид с молекулярной массой от 4.500.000 до 8.000.000. Причем указанные ингредиенты отмеривают отдельно в водной форме, добавляют в воду и превращают в пену, используют анионное или неионное ПАВ, указанную композицию получают путем разбавления концентрата водой на месте. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение устойчивости пены при низкой плотности, фильтрации, высоких реологических показателях структуры и отсутствии в них твердой фазы. Состав содержит пенообразователь, стабилизатор пены, газообразующие компоненты и воду, в качестве стабилизатора содержит биополимер и карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве газовыделяющих компонентов - карбонат или гидрокарбонат натрия и сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: пенообразователь 0,2-0,5; биополимер 0,3-0,5; карбоксиметилцеллюлозу 0,7-0,9; карбонат или гидрокарбонат натрия 0,38-1,60; сульфаминовую кислоту 0,68-3,00; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания скважин. Техническим результатом является создание эффективного, доступного, экономически рентабельного и экологически безопасного компонентного состава, включающего добавку протеинового гидролизата, и используемого для приготовления бурового раствора, содержащего высокостабильные микропузырьковые газоколлоидные включения - афроны, обеспечивающего безаварийную проводку и заканчивание скважин без потерь и поглощений раствора при одновременном сохранении коллекторских свойств разбуриваемых продуктивных горизонтов. Буровой раствор пониженной плотности содержит, мас.%: микробный ксантановый биополимер 0,5-2,0, модифицированный крахмал 0,2-2,5, лигносульфонатный реагент 0,2-1,5, карбонат натрия 0-0,4, оксид кальция 0-0,2, оксид магния 0-0,2, хлорид калия 0-5,0, протеиновый гидролизат (в пересчете на сухое вещество) 0,1-1,0, биоцид 0-1,0, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к горной, горно-строительной и строительной промышленности и может быть использовано при разбуривании твердых пород или бетонов алмазным инструментом в геологоразведке и строительстве. Технический результат достигается тем, что в способе алмазного бурения скважин, заключающемся в воздействии на забой скважины и разрушении породы алмазной коронкой с одновременной промывкой воздухом, согласно изобретению промывку ведут воздухом с добавлением в него на поверхности сплава Вуда в виде порошка или гранул, причем концентрация сплава Вуда 50-100 г на 1 м³ воздуха. Применение данного способа алмазного бурения скважин обеспечивает следующие преимущества: повышение эффективности охлаждения алмазной коронки; низкие потери промывочного агента при бурении в зонах поглощения промывочной жидкости; повышение скорости бурения; улучшение выноса шлама с забоя скважины. 1 табл.

Изобретение относится к области бурения эксплуатационных и разведочных скважин, в частности к пенам как промывочным жидкостям, и может быть использовано при проходке неустойчивых интервалов пород, а также при бурении в условиях аномально низких пластовых давлений при первичном вскрытии продуктивных отложений нефти и газа. Техническим результатом изобретения является снижение затрат энергии на бурение путем уменьшения коэффициента трения бурового инструмента о стенки скважины. Пенообразующий состав для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество, стабилизатор, воду, дополнительно содержит регулятор жесткости воды в виде силиката натрия, смазывающую добавку в виде эмульсии ВНИИНП-117, в качестве стабилизатора устойчивости пены - полиакриламид и в качестве поверхностно-активного вещества - сульфонол при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфонол 0,8 - 1,5, силикат натрия 0,2 - 0,5, полиакриламид 0,1 - 0,5, ВНИИНП-117 0,5 - 2, вода остальное. 1 табл.