Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ....содержащие органические соединения – C09K 8/68

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек^-1 до 300 сек ^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек ^-1 до 300 сек^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок. Добавка к обрабатывающей жидкости для повышения проницаемости проппантной упаковки содержит агент для регулирования рН и агент, контролирующий выпадение осадка, при их массовом соотношении от 1:1 до 200:1 и добавка выбрана в гранулированном виде. Способ повышения проницаемости проппантной упаковки включает подготовку обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее, по меньшей мере, одну разлагаемую связь, или загущающий полимер, гидролизуемый материал, указанную выше добавку, и введение подготовленной обрабатывающей жидкости в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение или устранение остаточных твердых компонентов в разломе. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл., 5 ил.

Изобретения могут быть использованы в области химии, а также в области обработки подземных формаций. Способ включает стадии обеспечения материала, содержащего бор, выбранного из группы, состоящей из улексита, пробертита, кернита и их смесей, введения материала, содержащего бор, в предварительно нагретую до температуры от 426,7 °С до 537,8 °С печь, а также его нагревание от примерно 5 мин до примерно 120 мин, удаления материала, содержащего бор, из печи и охлаждения его до комнатной температуры. Получен продукт с содержанием бора в пределах от 20% до 40% и временем сшивания, определенным по методу Vortex Closure Test, которое составляет от 35% до 95% в расчете на время сшивания с применением исходного материала, или увеличенным временем сшивания от 45% до 90% по сравнению с временем сшивания исходного материала. Полученный продукт используют в качестве сшивающего агента для получения жидкости для осуществления разрыва подземных формаций. Изобретения позволяют обеспечить быструю и эффективную сушку соединений, содержащих бор, с получением соединений, которые характеризуются содержанием доступного бора, превышающим 10 вес.%, и уменьшением времени сшивки, а также стойкостью к поглощению влаги.4 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 прим.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м ³ до 10 кг/м³, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания. Способ обработки подземной формации включает получение жидкости для обработки, включающее смешивание водной базовой жидкости и сшиваемого загущающего органического полимера, растворимого в водной базовой жидкости, гидратирование жидкости для обработки, получение сшивающей композиции на основе бората, содержащей боратный сшивающий агент, имеющий указанную выше растворимость; получение раствора модификатора сшивания, содержащего 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания; смешивание сшивающей композиции и раствора модификатора сшивания; добавление этой смешанной композиции к гидратированной жидкости и доставку жидкости для обработки в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля сшивания при меняющихся рН и в широком интервале температур в формации. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 пр., 13 табл.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Водная композиция, включающая смесь воды, 0,05-10 масс.%, по меньшей мере, одного водорастворимого полимера для получения вязкоэластичного геля при растворении в воде, где концентрация полимера превышает критическую концентрацию гелеобразования, где водорастворимый полимер имеет среднечисловую молекулярную массу от 5 кг/моль до 20000 кг/моль и включает один или более полимеров из перечисленной группы, поверхностно-активного вещества - ПАВ, включающего 0,08-3 мас.% от сырой массы цвиттерионного ПАВ из группы: алкилбетаины и алкиламидопропилбетаин, сульфобетаины и алкилсультаины, простые алкиловые эфиры гидроксипропилсультаинов и алкиламидопропилгидроксисультаинов, где алкил содержит 18-22 атома углерода - С, и необязательно менее 0,3 масс.% каждого из анионного, амфотерного и неионогенного ПАВ и 0,1-20 масс.% от сырой массы неорганической соли из группы: одновалентные ионы, двухвалентные ионы и трехвалентные указанные ионы хлорида, бромида, сульфата, карбоната, нитрата и необязательно расклинивающий наполнитель. Способ извлечения углеводорода из подземного пласта включает введение в пласт водной жидкости, включающей указанную выше композицию. Водная композиция, состоящая из смеси воды, 0,05-10 масс.% водорастворимого полимера для получения вязкоэластичного геля при растворении в воде, где концентрация полимера превышает критическую концентрацию гелеобразования, водорастворимый полимер имеет среднечисловую молекулярную массу 5-20000 кг/моль и включает один или более полимеров из перечисленной группы, 0,08-3 масс.% от сырой массы цвиттерионного ПАВ из группы: алкилбетаины и алкиламидопропилбетаин, сульфобетаины и алкилсультаины, простые алкиловые эфиры гидроксипропилсультаинов и алкиламидопропил-гидроксисультаинов, где алкил содержит 18-22 атомов С, менее 0,3 масс.% каждого из анионного, амфотерного и неионогенного ПАВ, по меньшей мере, одного компонента из группы: расклинивающий наполнитель, сорастворители, кислоты, основания, буферы, хелатирующие агенты для регулирования мультивалентных катионов, депрессанты температуры замерзания, материалы для стабилизации глин или песка, биополисахариды, простые эфиры целлюлозы, полимеры на основе акриламида, ингибиторы коррозии, акцепторы кислорода, бактерициды, где стабилизирующие материалы для глин или песка из группы: эпоксидные смолы, поли(N-акриламидометил-триэтиламмонийхлорид) и поли (винилбензилтриметиламмонийхлорид), сорастворители из группы: пропиленгликоль или глицерин, или алифатический спирт, имеющий 4-24 атомов С; 0,1-20 масс.% от сырой массы неорганической соли из группы: одновалентные ионы, двухвалентные ионы и трехвалентные ионы. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение сопротивления действию солей и ПАВ. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 пр., 8 ил.

Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. Способ получения раствора комплекса цирконий-алканоламин-гидроксикарбоновая кислота включает стадию, на которой спиртовой раствор циркониевого комплекса приводят в контакт с алканоламином, затем с -гидроксикарбоновой кислотой с получением указанного раствора. Сшивающая композиция, содержащая водную жидкость, буфер корректировки рН, указанный выше раствор. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, включающий закачивание в пласт со скоростью и давлением, достаточными для создания, повторного раскрытия и/или расширения трещин, указанной выше композиции. Способ избирательного закупоривания проницаемых зон и утечек в подземных пластах, включающий закачивание в проницаемую зону или место утечки указанной выше композиции. Технический результат - обеспечение удовлетворительной вязкости сшивающей композиции при проведении гидравлического разрыва и закупоривания проницаемых зон в подземных пластах при высоком рН и температурах в пласте 275°F (135°C) и выше. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций, в частности для разрушения загущенных жидкостей, используемых при воздействии на подземную формацию при гидроразрыве пласта (ГРП). Состав для деструкции сшитого геля на основе гуаровой смолы включает органический пероксид и активатор пероксида сложный эфир карбоновой кислоты с числом атомов углерода 2-8 при следующем соотношении компонентов, масс.%: органический пероксид 51-70; сложный эфир 30-49 и содержании активатора пероксида, составляющем 2-14% от массы гуаровой смолы. Технический результат - обеспечение полного разрушения геля без образования хлопьевидного осадка. 11 пр., 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. Способ получения раствора бороцирконатного комплекса, пригодного для сшивания жидкости гидроразрыва пласта, включает приведение циркониевого комплекса в контакт с алканоламином в отношении 2-10 моль алканоламина на моль циркония с образованием первой смеси, приведение этой смеси в контакт с водой в отношении 2-10 моль воды на моль циркония и с 0-2 моль гидроксиалкилендиамина на моль циркония с образованием второй смеси и приведение ее в контакт с 1-4 моль соединения бора на моль циркония в спирте при температуре 25-90°С. Способ гидравлического разрыва подземного пласта включает введение в пласт при расходе и давлении, достаточных для создания, повторного открытия и/или расширения одного или более разрывов в пласте, сшивающей композиции, содержащей водную жидкость; буфер рН, сшиваемый органический полимер и указанный выше раствор бороцирконатного комплекса. Способ избирательного закупоривания проницаемых зон и порывов в подземных формациях включает введение в проницаемую зону или участок подземного порыва указанной выше сшивающей композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение устойчивости сшивателя к продолжительности хранения и расширение температурного диапазона при его использовании в нефтедобыче. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 10 пр., 2 табл.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, может быть реализован путем образования флюида для обработки из водного раствора гидратированного полимера, который объединяют с водорастворимым, несимметричным, гетеролитически расщепляемым, неорганическим пероксидным разжижающим агентом и флюид вводят в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 4 ил.

Изобретения относятся к области обработки скважин. Технический результат - предупреждение преждевременного снижения вязкости жидкости обработки за счет использования гранул перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. Жидкости для обработки скважин включают воду, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер, гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. По первому варианту указанное покрытие является неорганическим материалом. По второму варианту указанное покрытие включает смесь стирол-акрилата и бутилакрилата. В способе гидравлического разрыва подземного пласта используют гранулы перкарбоната натрия с покрытием из неорганического материала, замедляющим его высвобождение. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 пр., 6 ил.

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. Технический результат - повышение производительности скважин, где присутствует рассол и/или газовый конденсат. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, в которой имеется рассол, включает этапы, на которых приводят в соприкосновение указанную формацию с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей рассол в указанной формации и впоследствии приводят в соприкосновение указанную формацию с композицией, включающей неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество - НФПАВ, содержащее, по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную приведенными структурными формулами, и растворитель, причем, когда композицию приводят в соприкосновение с указанной формацией, указанное НФПАВ имеет точку помутнения, которая выше температуры указанной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 24 з.п. ф-лы, 3 пр, 20 табл., 3 ил.

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 обработке скважин. Способ обработки скважины включает введение в скважину водной жидкости для обработки, содержащей полимер, сшиватель, органический пероксид, растворимое соединение амина и функциональный замедлитель разжижения, где растворимое соединение амина имеет химическую структуру R ³R⁴N((CR⁵R⁶)₂ -NR⁷)_n-R⁸, в которой n равняется от 2 до 8 и в которой R³, R⁴, R⁵ , R⁶, R⁷ и R⁸ независимо друг от друга выбраны из водорода, алкила, гидроксиалкила и их сочетаний, где массовое отношение растворимого амина к органическому пероксиду составляет от примерно 1:1 до примерно 20:1; и разжижение жидкости для обработки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности контроля уменьшения вязкости. 15 з.п. ф-лы, 15 пр., 15 ил.

Изобретение относится к подземным обработкам пласта. Технический результат - повышение эффективности снижения трения. Способ обработки части подземного пласта содержит приготовление водной текучей среды для обработки пласта, содержащей воду и снижающий трение сополимер, состоящий из акриламида в количестве от около 80% до около 90 мас.% и акриловой кислоты в количестве от около 10% до около 20 мас.%, и ввод ее в часть подземного пласта. Способ обработки части подземного пласта содержит приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение указанный выше сополимер, объединение эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования эмульсии так, чтобы выпускать указанный сополимер в водную текучую среду, и ввод этой среды в часть подземного пласта. Способ обработки части подземного пласта, содержащий приготовление масляной эмульсии сополимера, содержащей воду, несмешиваемую с водой жидкость, содержащую смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов, эмульгатор, содержащий диэтаноламид жирных кислот таллового масла, моноолеат полиоксиэтилен сорбита и моноолеат сорбита, указанный выше сополимер и соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт C₁₂-C₁₆, объединение указанной эмульсии с дополнительной водой для формирования водной текучей среды для обработки пласта, обеспечение инвертирования эмульсии так, чтобы выпускать снижающий трение сополимер в указанную среду, и ввод этой среды в часть подземного пласта. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти. Жидкий суспендирующий понизитель гидродинамического трения для месторождений нефти содержит: от 0,001 активных массовых процентов (амп) до 0,5 амп поверхностно-активного вещества (ПАВ), снижающего гидравлическое сопротивление, и, по крайней мере, один активатор снижения гидравлического сопротивления, выбранный из группы: полимерные активаторы снижения гидравлического сопротивления, выбранные из группы, включающей низкомолекулярные водорастворимые полимеры и сополимеры, содержащие, по меньшей мере, один ароматический цикл, или их смесь с мономерным активатором снижения гидравлического сопротивления, при этом указанная жидкость позволяет добиться процента снижения гидравлического сопротивления (%DR), равного, по меньшей мере, 20%. Способ регулирования набухания глины в стволе шахты в отсутствие рассола включает: приготовление указанного выше жидкого суспендирующего понизителя и нагнетание его в ствол шахты. Способ проведения обработки на нефтяном месторождении, где готовят указанный выше жидкий суспендирующий понизитель, нагнетают его в ствол шахты и дают ему возможность добиться %DR, равного, по меньшей мере, 20%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение вязкости и способности суспендировать твердые вещества при низких концентрациях ПАВ. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 табл., 36 ил.

Изобретение относится к вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение гидроразрыва пластов при недостатке гидратационных установок. Водная композиция для гидравлического разрыва пласта содержит воду, ионно-связанную гелеобразную систему, включающую: заряженный полимер и противоположно заряженный пенообразователь, и газ, причем гелеобразная система и газ присутствуют в количестве, достаточном для образования ионно-связанной вспененной композиции для гидроразрыва. Композиция содержит жидкость гидроразрыва, включающую 5,5-7gpt указанной выше гелеобразной системы, деионизированную воду. Способ получения вспениваемой композиций включает образование первой композиции, второй композиции, добавление ее к первой при указанном их соотношении. Способ гидроразрыва пласта включает образование жидкости для гидроразрыва, содержащей указанную выше гелеобразную систему и проппант и ее закачивание в пласт. Способ гидроразрыва пласта включает образование жидкости для гидроразрыва, содержащей указанную выше гелеобразную систему, ее закачивание в пласт при давлении гидроразрыва и закачивание пропанта после гидроразрыва. 6 н. и 39 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к жидкостным системам вязкоупругих поверхностно-активных веществ - VES. Способ повышения скорости восстановления свойств после сдвиговой нагрузки жидкостей, приготовленных с применением жидкостных систем с VES путем добавления эффективного количества композиции усилителя реологических характеристик, содержащего полиэтиленгликоль-полипропиленгликолевый блок-сополимер и полинафталинсульфонат, предусматривает закачивание указанной жидкости в скважину. Жидкость для нефтепромысловой обработки содержит VES, указанный выше усилитель и жидкий носитель. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение возможности применять VES при более низких их концентрациях в определенных вариантах употребления в определенных нефтепромысловых работах - для гидравлического разрыва пласта и гравийной набивки. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретения относятся к области технологической обработки подземного пласта, а именно к использованию жидких сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Технический результат - обеспечения времени восстановления жидкой среды после воздействия сдвигающего усилия, равного 60 секундам или менее. Модификатор снижения времени восстановления после воздействия сдвигающего усилия жидкой среды на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества для технологической обработки подземного пласта месторождения представляет собой волокнистое вещество или вещество в форме частиц, или их смесь в концентрации, достаточной для обеспечения времени восстановления после воздействия сдвигающего усилия, равного 60 секундам или менее, где концентрация составляет от, приблизительно, 0,0001% до, приблизительно, 5% масс. от общей массы жидкой среды. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 4 и 16 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа. Способ обработки подземного пласта заключается в том, что прогнозируют множество сценариев обработки пласта для текучей среды, содержащей полимер и сшиватель, с использованием модели реологических свойств текучей среды, включающей введение данных концентрации полимера и сшивателя, введение данных профиля температуры, давления и скорости сдвига в процессе обработки, определение концентрации сшивок, определение реологии текучей среды на основании концентрации сшивок, выбор сценария обработки, обеспечивающего оптимальные реологические свойства текучей среды, приготовление и закачку текучей среды в ствол скважины, обработку подземного пласта. По другому варианту способ обработки подземного пласта заключается в том, что прогнозируют множество сценариев обработки пласта, включающих рецептуру текучей среды и график подачи указанной среды, содержащей полимер и сшиватель, с использованием модели реологических свойств, включающей введение данных концентрации полимера и сшивателя, выбирают сценарий обработки, обеспечивающий оптимальные реологические свойства текучей среды, готовят и закачивают текучую среду в скважину и обрабатывают подземный пласт. По другому варианту способ обработки подземного пласта заключается в том, что прогнозируют множество сценариев обработки пласта, включающих рецептуру текучей среды и график подачи указанной среды, содержащей полимер и сшиватель, с использованием модели реологических свойств, включающей введение данных концентрации полимера, выбирают сценарий обработки, обеспечивающий оптимальные реологические свойства текучей среды, готовят и закачивают текучую среду в скважину и обрабатывают подземный пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение эффективности обработки углеводородсодержащих пластов. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 9 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологическим составам для создания больших поверхностей фильтрации и повышения проницаемости в призабойной зоне пласта при проведении гидравлического разрыва пласта. Технический результат - уменьшение показателя фильтратоотдачи жидкости разрыва. Жидкость для гидравлического разрыва пласта на водной основе содержит, мас.%: хлорид калия 6,00-7,00, сульфацел 1,30-2,00, сульфат алюминия 0,15-0,80, буру 0,7-0,9, дисолван 0,03-0,05, ИККАРБ-75М 2-3, пластовую воду - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области. Технический результат - повышение эффективности при нефтедобывающих операциях сшивающих композиций в наиболее горячих и глубоких скважинах. Сшивающая композиция включает комплекс триэтаноламина циркония, тетра(гидроксиалкил)этилендиамин, воду и, необязательно, многоатомный спирт. Способы, включающие использование указанной выше композиции, используются для гидравлического разрыва, а также для закупоривания проницаемых зон и просачиваний в подземных формациях. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 6 и 7 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности при получении гуаровой смолы и ее применении. Способ получения гуаровой смолы включает вальцевание неошелушенных фрагментов гуара, измельчение хлопьевидных неошелушенных фрагментов гуара с получением порошка гуаровой смолы. Продукт, полученный указанным выше способом, используется в способе обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, пробуренного стволом скважины, включает образование обрабатывающей жидкости, включающей водную жидкость и порошок гуаровой смолы, содержащей, по меньшей мере, 70% по массе материала смолы и, по меньшей мере, 15% по массе материала шелухи, и введение обрабатывающей жидкости внутрь подземного пласта через ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к способам и композициям для улучшения реологических характеристик, восстановления при сдвиге и устойчивости вязкоупругих жидкостей с добавками поверхностно-активных веществ, используемых в составах для обработки нефтяных скважин. Вязкоупругая жидкость включает поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы, включающей амфотерное поверхностно-активное вещество, цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество, анионогенное поверхностно-активное вещество, неионогенное поверхностно-активное вещество, катионогенное поверхностно-активное вещество и комбинации вышеперечисленных веществ и способствующий восстановлению при сдвиге агент для снижения времени восстановления при сдвиге, где указанный способствующий восстановлению при сдвиге агент включает полученный на основе этиленгликольэтилэфиракрилата сополимер. Способ обработки подземного пласта включает подачу в скважину водной жидкости, включающей вязкоупругое поверхностно-активное вещество и способствующий восстановлению при сдвиге агент, включающий полученный на основе этиленгликольэтилэфиракрилата сополимер. Способ обработки нефтяного месторождения включает получение вязкоупругой жидкости, добавление к ней усилителя реологических свойств и нагнетание указанной жидкости в скважину. Технический результат - повышение эффективности обработки нефтяных и газовых скважин. 3 н. и 7 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к желированным флюидам, которые используют при добыче углеводородов. Вязкость флюидов, загущенных вязкоэластичными ПАВ (VES), снижают при воздействии композиции, содержащей по крайней мере одну ненасыщенную жирную кислоту, такую как моноеновая и/или полиеновая кислота. Ненасыщенная жирная кислота включена в состав маслорастворимой внутренней фазы флюида. Возможно, что композиция, предназначенная для разжижения, действует за счет перестройки, дезагрегации или другого воздействия на мицеллярную структуру флюида, желированного VES. Возможно, солевой флюид, желированный ПАВ на основе аминоксида, можно разжижать с использованием масла, такого как льняное масло, соевое масло и/или рыбий жир, содержащего относительно высокие количества ненасыщенных жирных кислот. Ненасыщенные жирные кислоты автоокисляются с образованием продуктов, таких как альдегиды, кетоны и насыщенные жирные кислоты, которые разрушают гель VES. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил., 1 табл.

Настоящее изобретение относится к обслуживающим текучим средам для использования в подземных операциях. Технический результат - получение безопасной обслуживающей текучей среды с повышенной летучестью, позволяющей увеличить скорость и полноту извлечения текучей среды из подземной формации после завершения обработки. Подземная обслуживающая текучая среда включает углеводородную смесь, содержащую менее чем около 1% об. углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (C₇); около 5% об. углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С₇); около 44% об. углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C₈); около 43% об. углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C₉); около 8% об. углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С ₁₀); и менее чем около 1% об. углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С₁₀). Способы обработки подземной формации, гидравлического разрыва, размещения гравийной набивки с использованием указанной выше углеводородной смеси. 4 н. и 39 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для гидравлического разрыва пласта - ГРП на водной основе. В способе приготовления жидкого гелеобразующего агента для получения полисахаридной жидкости ГРП, представляющего собой суспензию, включающем растворение стабилизирующего поверхностно-активного вещества - СПАВ в углеводородной жидкости и последующее суспендирование в полученном растворе гуаровой камеди или гидроксипропилгуара, или их смеси, используют в качестве СПАВ Нефтенол ВКС-Н или Нефтенол АФ-41, в качестве углеводородной жидкости - дизельное топливо или полиалкилбензол при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь или гидроксипропилгуар, или их смесь 35,0-60,0, указанное СПАВ 0,25-5,0, указанная углеводородная жидкость - остальное. Жидкий гелеобразующий агент для получения полисахаридной жидкости ГРП, полученный указанным выше способом. Полисахаридная жидкость ГРП, содержащая указанный выше жидкий гелеобразующий агент, имеющая состав, мас.%: указанный жидкий гелеобразующий агент 0,8-1,2, ПАВ - регулятор деструкции 0,05-0,25, боратный сшиватель БС-1 0,2-0,4, деструктор ХВ 0,0025-0,1, вода - остальное. 3 н.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к способам обработки подземных пластов. Технический результат - снижение давления на поверхности, необходимого для создания одного или нескольких разломов, и соответственно доступность оборудования, снижение расходов на гидроразрыв и заполнение разлома. В одном варианте изобретение относится к способу гидроразрыва части подземного пласта, который включает использования загущенного флюида для обработки пласта, который содержит водный раствор одной соли, имеющий плотность больше 9 фунтов на галлон, и сшитый загуститель, и осуществление контакта части подземного пласта с указанным флюидом для создания или увеличения одного или нескольких разломов, указанный флюид в ствол скважины, который проходит через часть подземного пласта, подлежащего гидроразрыву, при давлении на поверхности менее примерно 25000 фунтов на квадратный дюйм. В других вариантах изобретение относится к способу наполнения разлома подземного пласта и к способу снижения давления на поверхности, необходимого для создания одного или нескольких разломов в части подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 63 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Описанная в заявке водная вязкоупругая жидкость, загущаемая вязкоупругим поверхностно-активным веществом - VES, стабилизируется и улучшается с помощью эффективного количества оксида щелочно-земельных металлов и/или гидроксида щелочно-земельных металлов. Такие жидкости более стабильны и обладают пониженной способностью к выпадению в осадок или не имеют тенденции к этому, в частности, при повышенных температурах. Присадки способны также понижать вязкость до точки, где для поддержания данной вязкости требуется меньшее количество VES. Эти стабильные, усиленные, водные, вязкоупругие жидкости могут быть применены в качестве рабочих жидкостей для разработки подземных углеводородных пластов, например, с помощью гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение вязкости и стабильности жидкости, предотвращение осаждения твердых веществ. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к гидравлическому разрыву подземной формации, и более конкретно к жидкостям разрыва, которые включают добавку для регулирования потери жидкости, и способам использования таких жидкостей разрыва в разрываемых подземных формациях. Жидкость разрыва включает загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество. Технический результат - повышение эффективности регулирования потерь жидкости при гидравлическом разрыве. 4 н. и 58 з.п. ф-лы.