Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..содержащие только органические связующие – C09K 8/44

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения. Заполняют скважину технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность. Определяют приемистость интервала нарушения. После определения приемистости выбирают двухкомпонентный тампонажный состав, определяют его плотность и соотношение компонентов тампонажного состава. Создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Готовят двухкомпонентный тампонажный состав в непрерывном потоке с подачей его в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме закачивают его в НКТ и продавливают технологической жидкостью с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Поднимают НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава. Производят закачку двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/с. При достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Далее подкачивание прекращают и плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн, повышение точности контроля закачки запланированного объема тампонажного состава. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает гидролиз полиакрилонитрильного сырья жидким натриевым стеклом в водной смеси с pH 12-14 при следующем соотношении компонентов смеси, мас.%: полиакрилонитрильное сырье 3,8-4,8, жидкое натриевое стекло 48-59,5, вода остальное, в котором температуру смеси при постоянном перемешивании доводят до 95-100°C, поддерживают ее в течение времени, необходимого для образования однородной вязкой равномерно окрашенной массы, выдерживают полученную массу без нагрева и перемешивания до разделения ее на два слоя, отделяют верхний слой - полимерный раствор - в качестве полученного акрилового реагента, а нижний слой - щелочной раствор, содержащий жидкое натриевое стекло, в дальнейшем используют для гидролиза полиакрилонитрильного сырья. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает смешение нескольких полимерных растворов, полученных указанным выше способом. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог. Обеспыливающий состав для обработки пылящих поверхностей содержит полиэлектролит и воду, отличается тем, что он содержит водные растворы полиакрилата щелочного металла и сополимера акриламида с производными акриловой кислоты, при этом использованы сополимеры акриламида с диметиламиноэтилакрилатом, диметиламиноэтилметакрилатом или диметиламинопропилакриламидом, концентрация раствора полиакрилата щелочного металла составляет 0,1-1,0% (мас.), концентрация раствора сополимера акриламида с производными акриловой кислоты составляет 0,05-0,5% (мас.). Технический результат - состав обеспечивает хорошую эрозионную устойчивость обработанной поверхности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ. В способе обработки карбонатного пласта после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы. В качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления. Техническим результатом является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, обеспечивающего повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых растворов. В способе крепления призабойной зоны скважины предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: анионный водорастворимый полимер или эмульсия анионного полимера в масле 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-20,0, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 0,5-20,0, соль поливалентного металла 0,01-0,30, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96, вода остальное, а затем пористый тампонажный раствор, содержащий, мас.%: кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ 39,04-96,27, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 3,0-50,0, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96. Вспененный полимерный раствор может дополнительно содержать неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.% и алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%, а пористый тампонажный раствор - наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.% и водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи. Компаунд представляет собой комплект из эпоксидсодержащей смолы, включающий смоляную часть и отвердитель аминного типа. Эпоксидная смоляная основа получена эпоксидированием ароматически сопряженного гидроксифенилена, имеющего степень поликонденсации п=2, полученного при температуре 240-260°C из двухатомного фенола (алкилрезорцина) диглицидиловым эфиром диэтиленгликоля со степенью поликонденсации n=0-2 при их мольном соотношении соответственно 1:5, эпоксидирование проводят при температуре 120-165°С в присутствии 0,15-0,35 мас.% 2,4,6-трисдиметиламинометилфенола до маc. доли эпоксидных групп 6,0-9,0% и дополнительно смоляная часть содержит 15-25 мас.% технической воды и содержание ингредиентов в составе комплекта компаунда составляет, мас.ч.: вышеуказанная смоляная часть 100, отвердитель аминного типа 2,0-12,0. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к быстросхватывающейся тампонажной смеси для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах от 20 до 55°С. Изобретение может найти применение при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн нагнетательных, добывающих нефтяных и газовых скважин, заколонных газоводоперетоков. Технический результат - снижение газопроницаемости, повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти. Быстросхватывающаяся тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах включает карбамидоформальдегидную смолу, кислотный отвердитель, барит и воду, в качестве кислотного отвердителя содержит 2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 45,0-50, 0,2%-ный водный раствор нитрилтриметилфосфоновой кислоты 2,5-4,5, барит 40,0-49,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. В способе обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающем размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины, где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины. Композиция герметика для осуществления указанного способа, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение степени закупоривания больших зон поглощения рабочей жидкости в стволе скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для изоляции эксплуатационных скважин с высокой интенсивностью водопроявлений и проведения ремонтно-эксплуатационных работ при температуре +50°С. Техническим результатом является улучшение механических свойств гидрофобного полимерного тампонажного состава, а также сокращение времени структурообразования, необходимого для перехода тампонажного состава из жидкого состояния в гель при проведении изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при температуре +50°С. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий форполимер, растворитель и ускоритель отверждения, в качестве ускорителя отверждения содержит органобентонитовый глинопорошок при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: форполимер 100, растворитель 50-100, органобентонитовый глинопорошок 1-1,5. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к тампонажному составу на основе кремнийорганических соединений, и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков в скважины, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов. Тампонажный состав содержит продукт, полученный взаимодействием олигофенилэтоксисилоксана с олигоэтоксисилоксаном в массовом соотношении 1,0-4,0÷0,5-1,0 в присутствии спиртового раствора щелочи при содержании щелочи в реакционной массе 0,05-0,2 мас.%, гидролизом полученного продукта водно-спиртовой смесью, содержащей 5-20 мас.% воды, в присутствии 0,05-1,0 мас.% азотной кислоты и последующей этерификацией полигликолем. Технический результат - получение тампонажного состава с длительным временем хранения и регулируемыми вязкостью и временем отверждения. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы. Предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об.%: фенолформальдегидная смола - 90-95% изопропиловый спирт - 5-10%, затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 часов, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 метра, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины. Технический результат - повышение эффективности укрепления призабойной зоны скважины. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции пластовых вод и ликвидации зон поглощений в газонефтяных скважинах. Технический результат изобретения - повышение прочности и сроков времени начала вспенивания. Полимерный тампонажный состав состоит, мас.ч.: карбамидоформальдегидная смола 100; кислотный отвердитель - кремнефтористая кислота или гидроксохлористый алюминий 20-50; нитрит натрия 2,0-5,0; нефть 10-20. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к тампонирующим составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение изолирующей способности состава для ремонтно-изоляционных работ, продление эффекта от их проведения при одновременном снижении стоимости ремонта и расхода дорогостоящих реагентов. Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит, мас.%: битум природный 23,5-42,4; кремнийорганическая жидкость «Силор» 1,8-4,5; мука древесная 0,5-5,0; вода техническая 55,3-67,0. 1 табл.

Изобретение относится к гидрофобному полимерному тампонажному составу и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности для ремонтно-восстановительных работ при устранении негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, ликвидации поглощений при бурении скважин, изоляции пластовых вод при проведении ремонтно-изоляционных работ в газонефтяных скважинах. Гидрофобный полимерный тампонажный состав, включающий карбамидоформальдегидную смолу - КФС и гидроксохлористый алюминий - ГХА, дополнительно содержит углеводородный растворитель - нефть и приготовлен перемешиванием в течение 10 минут КФС с инвертной эмульсией, предварительно образованной при перемешивании нефти и ГХА, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: КФС - 100, ГХА 10-50, нефть 10-50. В другом варианте гидрофобного полимерного тампонажного состава инвертную эмульсию образовывают при последовательном перемешивании ПАВ - эмунола с дизельным топливом и с ГХА при следующем соотношении компонентов, об.ч.: КФС 100, ГХА 10-50, дизельное топливо 10-50, указанное ПАВ 0,5- 1,0. Технический результат: создание гидрофобного нерастворимого в воде полимерного тампонажного состава с повышенными прочностными и адгезионными свойствами. 2 н. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах. Технический результат - повышение надежности герметизации межколонного пространства скважин. Вязкоупругий состав для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах содержит, мас.%: полиакриламид 0,9-1,4, нитрат хрома 0,2-0,3, сульфаминовая кислота 0,2-0,4, ракушечник фракции 0,6-1 мм 0,6-1,7, торф 4-9, полимер акриламида водопоглощающий АК-639 0,9-1,7, вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах. Технической результат изобретения состоит в повышении эффективности изоляции водопритока за счет стабилизации времени отверждения состава, расширении технологических возможностей использования состава при повышенной температуре окружающей среды и повышении степени селективности состава при закачивании в обводненные зоны нефтяного пласта. Состав для изоляции водопритока в скважине содержит, об.ч.: кремнийорганический продукт 119-296 - 100, изопропиловый спирт - 7-17, нефть девонская 10-30, соляная кислота 5,0-20. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Технический результат - упрощение технологии крепления призабойной зоны пласта синтетическими смолами без значительного снижения их коллекторских свойств. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем закачки в призабойную зону состава в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, содержащего, мас.%: карбамидную смолу 80,0, хористый аммоний 1,0-3,0, нитрит натрия 1,0-3,0, воду остальное, продавку одним поровым объемом гидрофобной жидкости, выдержку на реагирование и отверждение в течение суток. 1 табл.

Изобретение относится к горному делу, а именно к повышению нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пласта содержит, мас.%: смола - 36,0-27,06, жидкий отвердитель - 1,74-21,64, карбонат аммония - 0,03-2,7, гидрофобный раствор - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение нефтеотдачи продуктивного пласта, увеличение межремонтного периода скважин, сокращение количества подземного оборудования в скважине. 5 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к составу для изоляции и ограничения водопритока в скважины и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий, мас.%: ацетоноформальдегидную смолу 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, эластомер - натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-10,0, вода остальное. Технический результат - повышение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение устойчивости к агрессивным пластовым средам. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - повышение проникающей способности тампонажного материала и обеспечение изоляции водопритоков с повышенной приемистостью. Тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий нижний осевший слой, отделенный после расслоения фенолоформальдегидной смолы, и отвердитель, содержит дополнительно верхний слой, отделенный после указанного расслоения, в части которого, составляющей 5-10% от объема указанной смолы, растворено 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ (РИР), так и для проведения изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах. Полимерный состав содержит, мас.%: ацетоноформальдегидная смола 60-93, карбамидоформальдегидная смола 1,86-30, щелочной отвердитель 0,4-2, вода остальное, при соотношении ацетоноформальдегидной смолы к карбамидоформальдегидной смоле 1:0,02÷0,5. Технический результат - повышение эффективности и качества изоляции зон поглощения и РИР. 1 табл.

Изобретение может быть использовано для изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования профиля приемистости закачиваемой воды, глушения пластов, в качестве поршня при очистке трубопроводов и в качестве разделителя при транспорте различных нефтепродуктов. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину содержит, мас.%: эмульсия полимера анионного типа в масле - 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,02-10,0, соль поливалентного металла - 0,002-0,20, высокодисперсный гидрофобный материал - 0,1-3,0, нитрит натрия - 0,41-8,96, хлористый аммоний - 0,32-7,0, вода - остальное. Состав дополнительно содержит неорганическую кислоту или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом или бифторидом, или фторидом-бифторидом аммония в количестве 0,1-0,2 мас.% сверх 100%, или ингибитор коррозии в количестве 0,1-1,5 мас.%, или углеводород в количестве 5-25 мас.%. Технический результат - увеличение термостабильности состава, увеличение его нефтевытесняющих свойств. 3 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к эмульсионным составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах, являющийся устойчивой эмульсией, содержит эмульгатор Нефтенол НЗ, нефть, 1,4-1,5%-ный водный раствор хлорида натрия и дополнительно бентонит и полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонит - 0,95-1,0, полиакриламид - 0,45-0,5, нефтенол НЗ - 0,05-0,35, нефть и раствор хлорида натрия в весовом соотношении 1:1 - остальное. Технический результат - улучшение вязкостных и упругих свойств эмульсии при сохранении термостабильности. 2 ил. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам, используемым для ограничения водопритоков и заколонных пластовых перетоков при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Технический результат - снижение длительности и трудоемкости приготовления состава, улучшение его адгезионных и поверхностно-активных свойств, расширение ассортимента термостойких изолирующих составов. Состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа, содержащий связующее и структуризатор-стабилизатор - углеводородную жидкость, в качестве связующего содержит продукт взаимодействия в водной среде водорастворимых нафтеновых кислот или их солей и водорастворимых гидроокисей или хлоридов двух и/или трехвалентных металлов в эквимольных соотношениях, в качестве структуризатора-стабилизатора - углеводородную жидкость с числом атомов углерода не менее 6 и дополнительно высокофторированное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанное связующее - 20-70, указанное поверхностно-активное вещество - 0-2, указанный структуризатор-стабилизатор - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притоков пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - повышение нефтегазоотдачи месторождений углеводородов, а также повышение стабильности эксплуатации подземных хранилищ газа в циклах отбора газа за счет ограничения притока пластовых вод в скважины и увеличения периода безводной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Состав для изоляции притока пластовой воды в нефтяных и газовых скважинах, включающий, мас.%: карбоксиметицеллюлоза марки 9H4FX 0,5-10,0; малорастворимое производное поливалентного металла 0,1-1,0; неионогенное поверхностно-активное вещество - ОП-10 или неонол 0,01-0,5; дизельное топливо - остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритока в скважины для создания изолирующих экранов и может быть использовано для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением. Техническим результатом является повышение изолирующих свойств гелеобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения его прочностных и адгезионных характеристик при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования и вязкости. Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимер, соль поливалентного металла, хлорид аммония и воду, в качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве соли поливалентного металла - ацетат хрома или хромкалиевые квасцы и дополнительно карбамидоформальдегидную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимый полимер 0,3-1,0, соль поливалентного металла 0,03-0,1, хлорид аммония 0,2-1,0, карбамидоформальдегидная смола 1,0-10,0, вода остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к тампонажным составам, предназначенным для ремонта эксплуатационных скважин, изоляции водопритоков при буровых работах. Технический результат - улучшение физико-механических свойств гидрофобного полимерного тампонажного состава, повышение его однородности и плотности по всему объему. Тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель - углеводородную жидкость, сшивающий агент - воду, ускоритель отверждения - соединение класса аминов, в качестве полимера содержит изоцианат олигомера окиси пропилена или этилена или соолигомера окисей пропилена и этилена, в качестве соединения класса аминов - амин из группы УП 606/2, полиэтиленполиамин, триэтаноламин и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ при следующем соотношении компонентов, вес. ч.: указанный изоцианат - 100, углеводородная жидкость - 50-200, вода - 4-8, НПАВ - 0,04-2, указанный амин - 0,03-1,0. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к герметизирующим составам для изоляции зон поглощения. Герметизирующий состав содержит водный раствор нафтеновых кислот или их производных и добавку, в качестве добавки состав содержит водный раствор комплекса: хлористый кальций и гидроксид алюминия, взятые в соотношении 1:1, при следующем содержании водных растворов компонентов состава, мас.%: нафтеновые кислоты или их производные 50-90, комплексная добавка 10-50. Технический результат - повышение эффективности изоляции пористо-трещиноватых пластов как в процессе бурения скважин до продуктивного интервала, так и в продуктивной зоне, а также при ремонте эксплуатируемых скважин. 1 табл.