Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .составы для цементирования, например для цементирования обсадных труб буровых скважин, составы для закупоривания, например для глушения скважин – C09K 8/42

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 заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов. Технический результат - совместимость растворов с пластовыми водами, отсутствие осадка при разбавлении растворов пластовыми водами, исключение необратимой кольматации пор пласта твердыми частицами, низкие кристаллизация и коррозия растворов, снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, масс.%: хлорид кальция 25,7-40,8; нитрат кальция 12,9-24,4; хлорид цинка 38,1-60,0; оксид цинка 0,3-0,7; тиосульфат натрия 0,1-0,7. 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам технологической жидкости. Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД-515 - 0,5; формиат калия 10-50; вода техническая или морская - 49,5-89,5. Технический результат - увеличение плотности технологической жидкости, уменьшение количества ее компонентов, расширение диапазона использования. 1 пр., 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлорид калия или хлорид натрия - 50, оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5, гидрофобизатор - 25. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 6 пр.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях. Процесс проводят в непрерывном режиме в аппарате полимеризации, содержащем реактор полимеризации, объединенный с устройством измерения. Способ заключается в том, что в реактор полимеризации вводят полиэфирный макромономер с низкой реакционной способностью, воду. Затем добавляют порцию гидролизующегося мономера с более высокой реакционной способностью и формируют водную полимеризационную среду. По крайней мере, порцию гидролизующегося мономера вводят вначале в устройство измерения, а потом в реактор полимеризации. Далее проводят свободнорадикальную полимеризацию в водной среде. Перед и/или во время добавления гидролизующегося мономера в реактор полимеризации вводят инициатор свободнорадикальной полимеризации. Во время полимеризации скорость добавления гидролизующегося мономера и/или инициатора изменяют пошагово или непрерывно. При этом в реактор полимеризации не вводят никакой мономер для включения ионных цементных связывающих участков в неионогенный сополимер. В качестве гидролизующего мономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный гидролизующийся мономер А. В качестве полиэфирного макромономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный мономер полиоксиалкиленового эфира В и/или С. Компонент В и/или С может быть добавлен в реактор заранее, и компонент А добавляют к нему со скоростью, которая изменяется, по крайней мере, один раз. Изобретение позволяет получить неионогенный сополимер, способный продлить удобоукладываемость цементирующей смеси на протяжении длительного периода времени, что позволит минимизировать потребность в подгонке осадки во время изготовления и на строительной площадке, а также уменьшить повторное дозирование пластифицирующих добавок в цементную смесь. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 10 ил., 9 табл., 36 пр.

Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: глицерин 20,0-35,0; сульфацелл 1,5-2,0; аммоний йодистый 60,0-62,5; вода - остальное. 1 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем: от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды, от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы, и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 масс.% моно- и диглицериды C₁₄-C₁₈, где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 232°С. Способ включает добавление эффективного количества указанной выше композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, причем композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения. Технический результат - повышение эффективности вскрытия и блокирования пластов в условиях аномально низких пластовых давлений. Состав содержит, мас.%: кальцинированная сода 0,1; каустическая сода 0,07; бентонит 1,0-2,0; биополимер 0,2; полианионная целлюлоза 0,5; крахмал модифицированный 2; хлорид калия 5,0; додецил сульфат натрия - лаурил сульфат натрия 0,4; карбонат кальция фракционированный 6,0-8,0; вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины. Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см³ при следующем соотношении компонентов, % мас. : полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см ³ остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин. Технический результат - стойкость к термодеструкции, обеспечение эффективного контроля поглощения во время подземного ремонта добывающих скважин, обеспечение высокого значения коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти и сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважин. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта содержит на 1 м³, кг: ксантан 7,5-15, полианионная целлюлоза 2,5-5, твердый хлористый натрий до 483, насыщенный раствор хлористого натрия остальное. 4 табл., 3 ил.

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин. Смесь привитых сополимеров включает в качестве компонентов, по крайней мере, один представитель ряда бурого угля, кокса бурого угля, лигнита и производного бурого угля, по крайней мере, один представитель ряда природных полиамидов и отличающиеся друг от друга винилсодержащие соединения. Основу для прививки выбирают из, по крайней мере, одного представителя бурого угля, кокса бурого угля, лигнита и производного бурого угля, такого как танины и/или такого производного полифенолов, как лигносульфонат, или полиамидного компонента. Пригодными полиамидными компонентами являются природные полиамиды, предпочтительно казеины, желатины и коллагены, костные клеи, альбумины крови, соевые протеины и продукты их расщепления, образующиеся путем окисления, гидролиза или деполимеризации, а также смеси из них. В качестве компонента для прививки используют как представителей ряда бурого угля, кокса бурого угля, лигнита, производного бурого угля и природные полиамиды, так и винилсодержащие соединения в их O-, S-, Р- и N-формах и стиролы, которые могут быть в сульфированной форме, или как привитой продукт. Привитой продукт получают прививкой винилсодержащего соединения к, по крайней мере, одному представителю ряда природных полиамидов или их смеси, или прививкой винилсодержащего соединения к, по крайней мере, одному представителю ряда бурого угля, кокса бурого угля, лигнита и производного бурого угля. Привитые сополимеры с предпочтительной молекулярной массой применяют в качестве смеси, в частности в химических стройматериалах, а также при освоении, эксплуатации и комплектации подземных месторождений нефти и природного газа, а также в случае глубоких скважин или в качестве добавки для содержащих гидравлические связующие вещества композиций, в качестве водоудерживающего средства и/или разжижителя. Привитые сополимеры обладают отличной устойчивостью к воздействию соли и к температуре, при этом одновременно являются водорастворимыми и/или биорасщепляемыми. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин, содержащая смесь минеральных солей, в том числе соль натрия, в качестве соли натрия содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый, в соотношении к натрию азотнокислому от 1:1 до 1:2. Причем дополнительно она может содержать тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% смеси всех компонентов или уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% смеси всех компонентов, а также натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% смеси всех компонентов. Технический результат - возможность приготовления технологических растворов плотностью не менее 1,35 г/см³ из недефицитных материалов для скважин с повышенным пластовым давлением и с различными геолого-техническими показателями, при этом температура кристаллизации жидкости достигает минус 35°C, что позволяет готовить и использовать ее в условиях Севера. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к гипсовой тампонажной смеси утяжеленной, используемой при ремонте и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода. Смесь содержит вяжущее - сульфат кальция, жидкость затворения в виде солевого раствора, добавку - отвердитель типа тонкодисперсного минерального вещества «Микродур-26RC» и регулятор технологических свойств - нитрилотриметиленфосфоновую кислоту. В качестве утяжелителя содержит сульфат бария, а в качестве регулятора технологических свойств дополнительно содержит суперпластификатор С-3 при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%:

сульфат кальция	31,6-48,7
сульфат бария	9,7-31,6
микродур	1,6-6,8
суперпластификатор С-3	0,14-0,45
нитрилотриметиленфосфоновая
кислота	0,025-0,1
солевой раствор	остальное

В качестве солевого раствора содержит раствор хлористого калия, или хлористого кальция, или бромистого кальция, или их смесь плотностью от 1,0 до 1,7 г/см³. Технический результат - повышение эффективности изоляции, расширение технологических возможностей смеси, увеличение срока службы тампонажной смеси. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. Способ включает нагнетание полимерной композиции на основе смолы в обрабатываемый интервал скважины. Для геолого-технических характеристик конкретной скважины определяют оптимальное процентное соотношение компонентов каждой порции водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду. Готовят первую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 29,575-512,881 мПа/с и вторую порцию водорастворимой полимерной композиции с вязкостью 512,881-878,37 мПа/с, последовательно вводят в обрабатываемый интервал скважины первую порцию водорастворимой полимерной композиции, затем вторую порцию, продавку порций водорастворимой полимерной композиции производят технологической жидкостью, далее проводят полимеризацию композиции и промывку скважины. По другому варианту изобретения способ изоляции водопритоков в скважину заключается в нагнетании полимерной композиции на основе смолы, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель, воду. Вначале готовят водорастворимую полимерную композицию, вводят в обрабатываемый интервал скважины полученную композицию, продавливают ее технологической жидкостью, проводят полимеризацию композиции. Технический результат - повышение эффективности изоляции. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности для проведения капитального ремонта скважин. Технический результат - сохранение первоначальной проницаемости пласта. Жидкость для глушения скважин содержит, мас.%: газовый конденсат 10,0-15,0, глицерин 15,0-20,0, хлористый калий 3,6-5,0, сульфацелл 2,0-5,0, феррохромлигносульфонат 1,0-2,0, дисолван 0,5-2,5, вода 59,0-61,5. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение надежности глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях с аномально высокой температурой и давлением продуктивного пласта. В способе глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях путем закачки в скважину вместе с морской водой определенного объема задавочного состава, обеспечивающего создание в скважине столба глушения с неменяющимся во времени давлением на пласт, превышающим пластовое давление не менее чем в 1,2 раза, в качестве задавочного состава, предотвращающего прямой контакт холодной морской воды с перегретыми пластовыми флюидами и продуктивной толщей пласта, используют тяжелую гидрофобную дисперсную систему с плотностью, превышающей плотность морской воды более чем в 5 раз, в объеме, обеспечивающем образование в призабойной зоне скважины столба тяжелой гидрофобной дисперсной системы высотой, превышающего вскрытую перфорацией продуктивную толщу пласта не менее чем в 3 раза. Указанная дисперсная система представляет собой 70%-ную по объему дисперсную систему, где в качестве дисперсионной среды используют углеводородную жидкость, не застывающую при температурах до -10°С, плотностью не менее 0,860 г/см³, а в качестве дисперсной фазы используют смесь твердых металлических шариков диаметром в пределах 1-2 мм, 50% объема указанной смеси шариков имеют температуру плавления значительно выше температуры на забое скважины, а другие 50% объема указанной смеси шариков - температуру плавления ниже температуры на забое скважины на 10°С и более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к применению полимеров на основе полиамида. Предложено применение сополимеров на основе полиамида, содержащих, по меньшей мере, одну привитую боковую цепь, состоящую из этиленненасыщенных соединений, в качестве добавки для составов, содержащих гидравлические связующие средства, и в особенности в качестве удерживающих воду средств. Особое значение имеет цементирование нефтяных и газовых скважин. Типичными представителями полиамидного компонента являются природные компоненты, а именно казеины, желатины, коллагены и соевые белки. В применяемых согласно изобретению сополимерах, которые обычно имеют молярную массу г/моль, в особенности предпочтительны те представители, которые являются водорастворимыми и способными к биологическому разложению. Технический результат - возможность применения сополимеров на основе полиамида по указанному назначению даже при экстремальных условиях (высокие температура и давление, повышенная концентрация соли). 12 з.п. ф-лы, 17 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эксплуатационных характеристик состава при упрощении его получения и снижении стоимости. Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород содержит, мас.%: жидкое стекло с плотностью 1420 кг/см³ 44,99-81,60, щелочной сток производства капролактама с плотностью 1110 кг/см³ 18-55, неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 0,01-0,40. 4 табл., 2 ил.

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте. Технический результат - снижение коррозионной активности. Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы для глушения и ремонта скважин содержит, мас.%: хлорид кальция 39,0-78,8, нитрат кальция технический 20,8-60,7, гидроксид кальция 0,2-0,3, нейтрализатор сероводорода 0,2-4,7. 1 табл.

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью содержит, мас.%: нитрат кальция 31,20-49,0, хлорид цинка 0,20-37,59, оксид цинка 0,01-1,80, хлорид кальция - остальное. Технический результат - снижение токсичности при сохранении технологических свойств. 1 табл.

Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта. Технический результат - обеспечение применения негорючей жидкости глушения в широком интервале проницаемости пород, температур пласта и пластовых давлений, сохранение проницаемости породы призабойной зоны после ремонтных работ. В способе получения жидкости глушения для газовых и нефтяных скважин, включающем совмещение извести, воды, органического компонента, в качестве органического компонента используют, по крайней мере, один гликоль с молекулярной массой не более 160, осуществляют совмещение извести негашеной с, по крайней мере, одним указанным гликолем при их соотношении, мас.ч. 2-10:10 соответственно, затем к полученному продукту их реакции при перемешивании добавляют воду в количестве 5-50 мас.ч. Жидкость для глушения газовых и нефтяных скважин характеризуется тем, что она получена указанным выше способом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте. Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии - гексаметилентетрамин или этилендиамин, дополнительно содержит гидрофобный коагулятор - Сульфонол или Катапин и ингибитор солеотложения - оксиэтилидендифосфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид кальция 25,66-71,94; нитрат кальция 27,3-71,8; указанный ингибитор коррозии 0,5-2,44; указанный гидрофобный коагулятор 0,05-0,16; указанный ингибитор солеотложения 0,02-0,1. Совокупность заявляемых компонентов состава в заявляемом соотношении обеспечивает в процессе приготовления технологической жидкости быстрое удаление из получаемого раствора всех твердых частиц, размер которых составляет 10^-9-10^-7 м, т.е. лежит в интервале от нанометров до долей микрометров. Техническим результатом, достигаемым заявляемым составом, является появление у него нового свойства - способности к гидрофобной коагуляции и флокуляции коллоидных микрочастиц раствора и получения тяжелой технологической жидкости с содержанием твердых частиц не более 0,01%. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологической жидкости при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ. Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин содержит, мас.%: хлорид калия 9,0-24,0, водорастворимое поверхностно-активное вещество СНПХ-ПКД-515 1,0, ингибитор коррозии СОНКОР-9510 0,01-0,04, техническая или морская вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности технологической жидкости за счет придания ей антикоррозионных свойств и дополнительного снижения межфазного натяжения на границе сред вода - нефть. 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации притока скважины. Технический результат - повышение физико-механической активности, улучшение ингибирующей способности и показателей восстановления проницаемости. Жидкость глушения, содержащая, % об.: оксиэтилидендифосфоновая кислота 0,1-12,0, полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических спиртов фракции C₈-С₁₀ 0,1-1,0, калиевая соль ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты 0,1-0,5, водный раствор минеральной соли - хлористого натрия плотностью 1080-1200 кг/м³ остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти. Технический результат изобретения состоит в снижении температуры замерзания готового раствора и предотвращении выпадения солей при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта. В способе приготовления технологической жидкости нефтяных и газовых скважин, включающем растворение в воде кальция хлористого и введение в полученный раствор ингибитора коррозии, указанное введение ингибитора коррозии осуществляют предварительным введением его и ингибитора солеотложения в кристаллический 4-водный кальций азотнокислый с доведением плотности раствора до 1,15-1,55 т/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: кальций хлористый 1,0-30,0; кристаллический 4-водный кальций азотнокислый 69,8-98,8; ингибитор коррозии 0,1-3,0; ингибитор солеотложения 0,1-1,0. 4 табл.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к реагентам, используемым в качестве добавки к технологическим жидкостям, в том числе к жидкостям для щадящего глушения скважин, преимущественно к минерализованным (солевым системам). Технический результат - обеспечение «щадящего» глушения, то есть при добавлении реагента в солевые - минеральные растворы обеспечивается их хорошая гидрофобизирующая и деэмульгирующая способность, низкое межфазное натяжение, устойчивость растворов к высаливанию и коагуляции, в том числе в высокоминерализованных растворах. Реагент-добавка содержит катионное поверхностно-активное вещество - четвертичное аммониевое соединение, характеризующееся следующей общей структурной формулой:

где R₁ - алкил C₈ -C₁₈, R₂ - СН₃, -С₂ Н₅, R₃ - Сl, или Вr, или -SO₄ СН₃, причем реагент-добавка содержит смесь четвертичных аммониевых соединений со следующим химическим составом и со следующим их количественным содержанием в смеси, мас.%: соединение (I) с R₁ - C₈H₁₅ 0,1-10, соединение (I) с R₁ - C₁₀H₂₁ 1-20, соединение (I) с R₁ - С₁₂Н₂₃ 30-70, соединение (I) с R₁ - C₁₄H₂₇ 5-30, соединение (I) с R₁ - C₁₆H₃₁ 1-20, соединение (I) с R₁ - C₁₈H₃₅ 0,1-5. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для глушения и заканчивания высокотемпературных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями АНПД. Технический результат - термостабильность жидкости при температуре до 130°С, высокая вязкость, седиментационная устойчивость, недефицитность и низкая стоимость используемых материалов. Жидкость для глушения и заканчивания скважин содержит, мас.%: углеводородную основу 46-68, смесь кислот 14,1-18, каустическую соду 8-13, карбонат кальция - остальное, при этом смесь кислот имеет следующий состав, мас.%: циклическая кислота 90-97, натуральная или синтетическая жирная кислота 3-10. Жидкость дополнительно может содержать органобентонит. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов, а также при наличии сероводорода в скважинной продукции. Технический результат - увеличение плотности технологических жидкостей, снижение фильтрационных показателей при температурах 120°С и выше, в том числе на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: хлорид кальция 13,3-21,9, нитрат кальция 13,3-21,9, хлорид цинка 52,55-72,1, хлорид натрия 0,5-2,35, бензоат натрия 0,80-1,30. 1 табл.