Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .....содержащие сшивающие агенты – C09K 8/512

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает введение гелеобразующей жидкости для обработки в, по меньшей мере, часть подземного пласта и выдерживание гелеобразующей жидкости для образования геля в подземном пласте. При этом гелеобразующая жидкость содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования. Причем базовый полимер содержит акриламидное мономерное звено. Модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль и уменьшает время гелеобразования жидкости для обработки. Органический сшивающий агент может содержать полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразования. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к способу связывания немонолитных оксидных неорганических материалов отверждаемыми композициями, а также к отвержденным композициям, которые могут быть получены указанным способом. Способ заключается в осуществлении контакта неорганических материалов с отверждаемой композицией, содержащей, по меньшей мере, одну отверждаемую этерифицированную карбамидо-формальдегидную смолу, содержащую определенные структурные единицы, с последующим термическим отверждением смолы. Причем количество отверждаемой композиции составляет от 0,5 до 60 мас.% в пересчете на неорганические материалы и отверждение осуществляют при температуре от более 0 до 280°С. Полученные отвержденные композиции обладают улучшенными физико-механическими характеристиками. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 табл.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов с использованием указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция позволяет блокировать устья пор пористых сред и улучшить охват месторождения для более полной нефтеотдачи. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция за счет расширения объема полимерных микрочастиц позволяет эффективно изменять проницаемость подземных пластов и увеличивать подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 7 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида. Инкапсулированные микрочастицы имеют средний диаметр не увеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм. Предложен также способ изменения коэффициента водопроницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров. ВПС ограничивает микрочастицу до среднего размера неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Лабильные сшивки в полимерах ВПС подвергают деструкции, что приводит к освобождению расширяемой микрочастицы таким образом, что микрочастица расширяется. Предложен также способ изменения коэффициента проницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 14 пр.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Изобретение относится к сшиваемой композиции для применения в нефтяных скважинах для гидроразрыва пласта и тампонирования зоны проницаемости. Сшиваемая композиция включает жидкость на водной основе, буферный регулятор рН, сшиваемый органический полимер, сшивающий агент и замедлитель. Сшивающий агент выбирают из группы, включающей органический титанат, органический цирконат или их комбинации. Замедлитель представляет собой гидроксиалкиламинокарбоновую кислоту. Сшиваемый органический полимер выбирают из группы, включающей растворимые полисахариды, полиакриламиды и полиметакриламиды. Сшиваемая композиция обеспечивает возможность управления скоростью сшивки и может быть использована в широких пределах рН, в диапазоне различных скоростей сшивки при использовании одной и той же композиции. 9 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ в скважинах за счет применения промышленно выпускаемых синтетических карбамидоформальдегидных и фенолоформальдегидных смол резольного типа, позволяющих выполнять тампонажные работы в температурном интервале от 20 до 110°С. В способе изоляции притока воды в скважину, включающем получение тампонажного состава, закачку его в водонасыщенный интервал пласта и последующую выдержку для формирования полимерного камня, в температурном интервале от 20 до 60°С используют тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: карбамидоформальдегидную смолу СФ-НС 100, резорцин 7-15, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,5-25, наполнитель 4-8, в температурном интервале от 60 до 110°С - тампонажный состав, содержащий, вес.ч.: фенолоформальдегидную смолу СФЖ-3027Б 100, резорцин 1,5-10, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1,0-10, наполнитель 4-8. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины. Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, включающий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, содержит в качестве концентрированной кислоты ортофосфорную, или соляную, или серную кислоту и дополнительно акриловую кислоту и инициатор ее полимеризации - персульфат калия или персульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 3,0-6,0, указанная концентрированная кислота (в пересчете на основное вещество) 0,1-0,6, акриловая кислота (в пересчете на основное вещество) 4,0-10,0, указанный инициатор полимеризации 0,4-1,5, пресная вода - остальное. Технический результат - понижение коррозионной активности по отношению к стали, увеличение времени гелеобразования при повышенных пластовых температурах, повышение деформационно-прочностных характеристик, увеличение продолжительности периода водоизоляционного эффекта. 2 табл.

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин. Технический результат - повышение ингибирующих и адгезионных свойств состава для изоляции при одновременном снижении технологического риска при производстве работ за счет сохранения текучести состава в течение не менее 5 часов после смешивания компонентов при условии его постоянного перемешивания, повышение технологичности за счет использования порошкообразных продуктов, расширение реагентной базы и сокращения времени приготовления. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважин, преимущественно, пологих и горизонтальных, содержит, мас.%: порошкообразный сульфированный меламинформальдегидный продукт 38,5-49,5; отвердитель (в пересчете на сухое вещество): хлорид алюминия 1,8-3,6 или сульфат алюминия 3,8-4,2, или кислота муравьиная 0,8-2,6, или соляная кислота 1,3-3,6; пластификатор - смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.% (в пересчете на сухое вещество) 5,0-20,0; минерализованную воду с плотностью не менее 1030 кг/м³ остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину. Технический результат - повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в скважинах за счет использования состава с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к породе пласта, прочностью образующегося геля и его устойчивостью к воздействию пластовых вод, а также расширение ассортимента регуляторов гелеобразования. Состав для ограничения водопритоков в скважину содержит, мас.%: поливиниловый спирт 3-7, натрия тетрафенилборат 0,6-2,0, аммоний щавелевокислый 0,057-0,190, калий хлористый 0,066-0,220, натрия гидроокись 0,02-0,05, вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технический результат - повышение эффективности и качества изоляции за счет улучшения реологических, прочностных и адгезионных свойств состава для изоляции. Состав для изоляции водопритоков в скважине включает, мас.%: карбамидоформальдегидную смолу 25-35, полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу 0,1-1,5, отвердитель - сульфаминовую кислоту 0,25-1,5, воду с минерализацией от 0,5 до 290 г/л остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение также может быть использовано при защите конструкций и сооружений от воздействия влаги. Технический результат - снижение усадки и расширение температурной области применения составов для изоляции в эксплуатационных скважинах. При использовании состава для изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах в области температур 30-50°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 100 резорцин 5-10, лигносульфонат ФХЛС-М 5-10, формальдегид (40%-ный водный раствор) 5-10, при использовании состава в интервале температур 55-85°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б - 100, резорцин 5-10, лигносульфонат ФХЛС-М 5-10. При использовании состава в интервале температур 100-115°С он содержит (вес.ч.): фенолоформальдегидная смола СФЖ-3027Б 40-67, фурфуролформальдегидная смола КФ-90 33-60, резорцин 2-3,5, лигносульфонат ФХЛС-М 1-2. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования водопроводящих каналов в условиях высокопроницаемых, трещиноватых и трещиновато-кавернозных коллекторов, в том числе в низкотемпературных скважинах, ликвидации зон поглощений и каналов перетока в цементном камне за колонной. Водоизолирующий состав содержит, мас.ч.: этиловый или метиловый эфир ортокремневой кислоты или их смесь 100, полярный растворитель 10-100, хлорид металла IV-VIII групп 2-10 и дополнительно регулятор рН - гидроксид натрия или калия - NaOH или КОН, или карбонат натрия - Na₂CO₃ 0,03-1,0. Технический результат - создание водоизолирующего состава с регулируемым, но непродолжительным временем отверждения, способного образовывать водные растворы, отверждающиеся во всем объеме, изготовляемого промышленно. 1 табл.

Способ может быть использован при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. В способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала, содержащего формальдегидную смолу, инициатор полимеризации и воду, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, изоляционный материал в качестве формальдегидной смолы содержит карбамидоформальдегидную или ацетоноформальдегидную смолу и дополнительно - оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь, натуральный или синтетический каучук или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная или ацетоноформальдегидная смола 20,0-70,0, оксиэтилированные изононилфенолы, оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь 0,5-4,0, натуральный или синтетический каучук или их смесь 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-3,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение качества блокировки водопроявляющих зон как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в различных геолого-физических и термобарических условиях. 4 з.п. ф-лы, 4 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 содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 20,0-70,0, поверхностно-активное вещество - ПАВ или смесь ПАВ 0,5-4,0, натуральный или синтетический каучук или смесь каучуков 0,05-50,0, инициатор полимеризации 0,5-3,0, вода - остальное. Технический результат - повышение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение устойчивости к агрессивным пластовым средам. 2 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к ремонту скважин. Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, в качестве полиуретана содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя - Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/литр, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Компонент Поропласт плюс А-3017В 70-95, Полиэфир СГ-500 5-30, указанный водный раствор электролита 5-15 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, ускорение процесса его приготовления и закачки состава. 4 табл.