Состав на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах Российский патент 2023 года по МПК C09K8/508 E21B33/138 

Описание патента на изобретение RU2792390C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен ряд составов на основе полимерных реагентов для снижения проницаемости пластов с достижением водоблокирующего эффекта за счёт закупоривания пор породы образующимся полимерным гелем (сшитой полимерной системой). К таким составам относятся композиции на основе полимерных реагентов, в частности полиакриламидов и/или водорастворимых производных полимеров растительного происхождения, с добавлением сшивателей – реагентов органической природы либо солей поливалентных металлов.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент РФ № 2099520), содержащий гидролизованный полиакриламид, формальдегид, жидкое стекло, неорганическую кислоту и соль поливалентного металла. Недостатками данного состава является наличие в рецептуре веществ II-III классов опасности (формальдегид, неорганическая кислота). Указанные вещества могут нанести вред окружающей среде и здоровью человека и требуют соблюдения усиленных мер безопасности при их использовании. Кроме того, поскольку в составе не содержится ингибитор коррозии неорганическая кислота будет вызывать коррозию обсадной колонны, скважинного оборудования. Еще одним недостатком известного состава является неконтролируемое время потери текучести (0,5-6 ч).

Известен гелеобразующий состав для блокирования пластов (А.С. СССР № 1 680 950), содержащий жидкое натриевое стекло, водорастворимые производные целлюлозы, сульфокислоту, бихромат или хромат и наполнитель (инертный дисперсный материал). Недостатками указанного состава являются неконтролируемое время потери текучести (менее 5 ч при температуре 25 оС), невозможность использования состава при температурах более 25 оС, а также наличие в рецептуре веществ, приводящих к коррозии обсадной колонны и скважинного оборудования. Обязательное присутствие в известном составе нерастворимого наполнителя ограничивает применение в условиях низкопроницаемых пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является состав (патент РФ №2634467), применяемый для ограничения водопритока в скважины, изоляции различных источников обводнения добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков, отключения пластов и пропластков, для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, представляющий гелеобразующую композицию, содержащую в мас.%:

Полиакриламид (ПАА) 20-40 Сшиватель: бихромат калия или натрия 2,0 – 4,0 Восстановитель: тиосульфат натрия 4,0 – 8,0 Микроволокнистый реагент остальное.

При этом указанный микроволокнистый реагент состоит из следующих компонентов, мас.%:

древесная мука 20 – 60 стабилизирующая добавка: ксантан или, камедь ксантановая, или гуаровая камедь, или их смесь, или полиакриламид 3 – 10 глинопорошок до 100%.

Недостатками указанного состава являются:

- сложность приготовления, ввиду необходимости предварительного приготовления микроволокнистого реагента с последующим смешением с остальными компонентами и суспендированием в жидкости затворения;

- низкая проникающая способность ввиду малого времени потери текучести (менее 6 ч) при температурах выше 25 °С и высокого содержания микроволокнистого реагента;

- деструкция полимерного компонента при температурах выше 800 С, особенно быстрая деструкция при температурах более 1000 С.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение проникающей способности за счет возможности регулирования времени потери текучести предлагаемого состава в широком диапазоне температур (до 3000 С) при сохранении прочности и устойчивости образуемого геля.

Дополнительный технический результат – обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах.

Указанный технический результат достигается применением состава на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, содержащий сшиватель в виде бихромат калия или бихромата натрия, регулятор времени потери текучести, регулятор реологических свойств, включающий модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид, кольматирующую добавку и воду, при этом новым является то, что состав содержит в качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % об., в качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция, при этом состав дополнительно содержит полимер  –  сульфитномодифицированный полимер фенилпропана с молекулярной массой более 35 000 а.е.м., а также дополнительно содержит активатор сшивки в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- сшиватель бихромат калия или бихромат натрия – 3-10

- регулятор времени потери текучести – 0,01-10

- регулятор реологических свойств – 0,01-5

- кольматирующая добавка – 0,01-15

- полимер – 3-40

- активатор сшивки – 0,01-5

- вода – остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Использование сульфитномодифицированного полимера - фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м., в силу особенностей строения молекул, в частности большого количества активных групп, а также возможности частичного окисления полимера предложенным активатором сшивки (этидроновая кислота или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно), обеспечивает получение гелей (сшитых систем) с большим количеством поперечных сшивок, за счет чего достигаются высокие твердость, прочность и устойчивость получаемых гелей.

Описанные выше особенности позволяют применять предлагаемый состав как в терригенных (пористых), так и в карбонатных (трещиноватых) коллекторах.

Для регулирования времени потери текучести состав содержит указанный полимер и указанный активатор сшивки. Введение в состав полимера обеспечивает увеличение времени потери текучести (замедление гелеобразования) при применении предлагаемого состава в широком диапазоне температур, особенно при температурах более 800С, что особенно важно для горячих скважин, а введение в состав активатора сшивки обеспечивает регулирование времени потери текучести, особенно при более низких температурах.

Образование геля из предлагаемого состава протекает в 2 этапа, при этом на первом этапе при взаимодействии указанного полимера с указанным активатором сшивки происходит частичное окисление сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м., в результате чего часть ионов переходного металла VI-группы активатора сшивки переходит из высшей степени окисления в промежуточное состояние и может выступать в качестве сшивающих ионов. Также при частичном окислении указанного полимера, как было указано выше, часть активных групп окисляются до карбоксильных, которые впоследствии могут вступать в реакции с полученными ионами активатора сшивки, находящимися в промежуточном состоянии.

На втором этапе гелеобразования происходит взаимодействие между полученными ионами активатора сшивки в промежуточной степени окисления с молекулами указанного полимера, в том числе, по образовавшимся карбоксильным группам.

За счет введения в состав регулятора времени потери текучести, а именно, ПАВ на основе производных аминоспиртов (оксиэтилированных аминов) с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % об., на первом этапе сшивки происходит замедление взаимодействия указанного полимера (сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м.) с активатором сшивки, что приводит к увеличению времени потери текучести (более 6 ч) и обеспечивает возможность применения состава при высоких температурах. За счет введения в качестве активатора сшивки кислот, их взаимодействие с полимером на первом этапе сшивки протекает интенсивней, что приводит к уменьшению времени потери текучести.

Таким образом, обеспечивается возможность применения заявляемого состава, как при высоких, так и при низких температурах, за счет регулирования времени потери текучести, а также обеспечивается получение гелей с высокими твердостью и прочностью, при сохранении низкой вязкости исходного состава.

Регулирование времени потери текучести, в том числе возможность получения состава с временем потери текучести более 48 ч, позволяет применять заявленный состав в технологиях выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а также в технологиях перераспределения потоков в пластах (на удалении от нагнетательных скважин). А высокие твердость, прочность и устойчивость получаемых гелей, в том числе при температурах до 3000С, позволяют применять заявленный состав в скважинах с пароциклическим режимом работы, а также при обработках паронагнетательных скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Для обработок высокопроницаемых, в том числе трещиноватых, коллекторов в рецептуре заявляемого состава предложено применение регулятора реологических свойств (модифицированного продукта переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукта на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламида) и кольматирующей добавки (полипропиленовые волокна или карбонат кальция).

В качестве кольматирующей добавки используют нерастворимые минеральные частицы (карбонат кальция), либо нерастворимые волокнистые материалы – полипропиленовые волокна. В результате совместного применения предлагаемого регулятора реологических свойств и указанной кольматирующей добавки достигается регулируемое снижение проникающей способности состава, что обеспечивает устранение поглощений состава и обработку исключительно призабойной зоны высокопроницаемых (карбонатных и терригенных) пластов.

Для получения заявляемого состава на основе сшитой полимерной системы использовали следующие реагенты:

Наименование реагента ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление Полимер:
сульфитномодифицированный полимер фенилпропана с молекулярной массой более 35 000 а.е.м.
Инлиг м. ВИ ТУ 20.14.71-084-38892610-2017 Сшиватель Бихромат натрия ГОСТ 2651-78 Бихромат калия ГОСТ 2652-78 Регулятор времени потери текучести
ПАВ на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % об
ИНРЕТ ТУ 20.14.42-097-38892610-2018 Активатор сшивки ВИКАЦИД (кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно) ТУ 2431-057-38892610-2014 Этидроновая кислота ТУ 2458-002-50643754-2003 Регулятор реологических свойств ЦЕЛСТРАКТ марки Б (модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы) ТУ 2231-008-38892610-2012 БУРИЗАН (продукт на основе модифицированной ксантановой камеди) ТУ 9189-018-38892610-2012 Праестол 2530 (полиакриламид) ТУ 2216-001-40910172-98 Кольматирующая добавка Биваль 3,5 (карбонат кальция) ТУ 5716-077-38892610-2016 Инклин (полипропиленовые волокна) ТУ 2272-035-38892610-2013 Вода

Предлагаемые составы на основе сшитой полимерной системы с различным количественным соотношением компонентов и при использовании различных торговых марок реагентов представлены в таблице 1.

В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: эффективная вязкость исходного состава при скорости сдвига 5 с-1, время потери текучести при воздействии пластовой температуры, твёрдость получаемого геля, сила адгезии получаемого геля, эффективность изоляции порового пространства породы.

Вязкость исходного состава и время потери текучести определяли на вискозиметре модели 1100 производства OFITE (США). Время потери текучести определяли как время, по прошествии которого эффективная вязкость состава при скорости сдвига 5 с-1.

Твёрдость, прочность начала разрушения и силу адгезии объемного осадка измеряли с использованием прибора Texture Analyser CT3 производства Brookfield (США).

Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава определяли с помощью лабораторной установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Для приготовления моделей использовали пластовую воду (плотность ρ=1,18 г/см3, минерализация 273000 мг/дм3, общая жесткость 1200 мг-экв/дм3, рН=3) и нефть (плотность 0,83 г/см3, вязкость 5 мПа∙с), и определяли проницаемость по воде и нефти до и после закачки состава. На основании полученных результатов рассчитывали фактор остаточного сопротивления по воде как отношение проницаемости модели по воде до закачки состава к проницаемости после закачки и структурирования состава в модели. Также на представленном оборудовании определяли проникающую способность состава путем определения максимального давления закачки.

В таблице 2 приведены свойства состава на основе сшитой полимерной системы.

На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 2) можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого состава по сравнению с известным, позволяет в большей степени снизить проницаемость водонасыщенных поровых каналов пласта за счёт более высокой твёрдости и адгезии получаемого геля, расширить диапазон времени потери текучести при воздействии пластовой температуры за счет введения регулятора времени потери текучести и увеличить проникающую способность получаемого состава за счет снижения реологических свойств.

Таблица 1

Состав на основе сшитой полимерной системы № состава (опыта) Полимер
(Инлиг м.ВИ), мас. %
Регулятор реологических свойств, мас. % Кольматирующая добавка, мас. % Активатор сшивки, мас. % Сшиватель, мас. % Регулятор времени потери текучести (ИНРЕТ), мас. % Вода, мас. %
1 40 0,01 0,01 5 10 0,01 44,97 2 40 0,01 0,01 5 6,25 0,01 48,72 3 35 0,01 0,01 5 6,25 0,01 53,72 4 25 0,01 0,01 2,5 8 0,01 64,47 5 10 0,01 0,01 1 3 0,01 85,97 6 25 0,01 0,01 0,5 6,25 1 67,23 7 20 0,01 0,01 0,5 5 0,1 74,38 8 20 0,1 0,01 0,1 5 0,01 74,78 9 8 0,5 0,01 0,01 5 0,1 86,38 10 25 1 0,01 0,01 6,25 2 65,73 11 15 1 5 0,01 6,25 2 70,74 12 5 3 5 0,01 5 1 80,99 13 5 3 5 0,01 3 3 80,99 14 15 5 15 0,01 3 10 51,99 15 15 5 15 0,01 3 10 51,99 16 15 5 15 0,01 3 10 51,99 По прототипу № состава (опыта) Полимерный реагент, мас. % Сшиватель, мас. % Восстановитель, мас. % Микроволокнистый реагент Древесная мука мас. % Стабилизирующая добавка, мас. % Глинопорошок, мас. % 17 0,4 0,04 0,08 2,10 1,78 0,03 0,29 18 0,4 0,10 0,10 2,10 1,78 0,03 0,29 19 1,6 0,16 0,32 3,40 1,00 0,10 2,30 20 1,6 0,16 0,20 1,60 0,50 0,10 1,00 21 1,6 0,16 0,15 1,99 0,19 0,30 1,50 22 1,6 0,16 0,10 1,99 0,19 0,30 1,50 Примечания:
1. Составы 17-22 – Прототип.
2. В качестве регулятора реологических свойств используется в составах 1-3, 6, 8, 10, 12 - ЦЕЛСТРАКТ м. Б - модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы; в составах 4-5, 7, 13-14 – БУРИЗАН - продукт на основе модифицированной ксантановой камеди; в составах 9, 11, 15-16 - Праестол 2530 – полиакриламид..
3. В качестве Кольматирующей добавки используется в составах 1-11, 15-16 – Инклин - полипропиленовые волокна; в составах 12-14 - Биваль 3,5 - карбонат кальция.
4. В качестве Активатора сшивки используется в составах 1-7 – этидроновая кислота; в составах 8-16 – Викацид - кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно.
5. В качестве сшивателя используется в составах 1-4, 6, 10-14, 16 - бихромат натрия; в составах 5, 7-9, 15 - бихромат калия.

Таблица 2

№ п/п Начальная вязкость, мПа⋅с Время потери текучести при воздействии пластовой температуры, ч Твёрдость геля, г-сила Проч- ность начала разру-шения, г-сила Сила адгезии геля, г-сила Коэффициент проницаемости по пластовому флюиду Терригенная порода Карбонатная порода <100 мД ˃100 мД <100 мД ˃100 мД Давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед. Давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед. Давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед. Давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед. Температура 20 оС 1 5,4 6 2876 2017 27 3,29 ˃1000 2,38 ˃1000 3,41 ˃1000 1,87 ˃1000 2 5,2 12 1243 963 18 0,75 403 0,53 526 1,2 246,1 0,79 318 3 5,1 8 941 845 17 0,64 378 0,47 306 0,95 60,5 0,65 115 4 5,2 14 892 803 17 0,72 350 0,38 234 0,92 41,15 0,63 38,2 5 4,0 74 512 479 7 0,5 33 0,1 14 0,74 24,15 0,48 27,3 6 256 8 213 167 10 6,7 12 4,3 11 5,4 11,1 3,8 9,8 Температура 60 оС 7 5,0 16 1149 947 15 0,67 364 0,53 526 0,93 ˃1000 0,77 ˃1000 8 4,7 17 976 893 15 0,63 355 0,47 306 0,67 680 0,42 304,5 9 4,8 12 947 901 16 0,65 358 0,38 234 0,49 468 0,4 232 10 20,3 76 489 358 7 0,55 20,9 0,21 25,7 0,37 30,89 0,38 67 11 248 4 312 155 7 7,5 223 3,9 73,1 7,2 136 1,36 62 Температура 80 оС 12 31,4 6 483 391 13 0,69 368 1,23 210 0,53 ˃1000 0,33 ˃1000 13 29,8 18 376 284 11 0,62 327 0,95 150 0,45 ˃1000 0,30 754 14 54,1 38 351 277 9 0,54 310 0,92 142 0,36 835 0,21 526 15 52,0 72 316 259 5 0,52 90,2 0,8 52 0,27 142 0,15 59 16 482 2 206 80 2 10,3 202 9,7 81 10,1 99 9,6 47 Температура 150 оС 17 76,9 6 253 203 9 0,27 ˃1000 0,14 ˃1000 0,53 ˃1000 0,33 ˃1000 18 473 1 91 45 1 9,4 44,6 7,8 75 9,3 140 7,2 128 Температура 200 оС 19 77,5 4 214 173 7 только для карбонатного коллектора 0,53 ˃1000 0,33 ˃1000 20 614 1 78 2 0,7 9,1 131 8,9 121 Температура 300 оС 21 76,4 4 205 171 6 только для карбонатного коллектора 0,53 ˃1000 0,33 ˃1000 22 621 1 65 1 0,2 9,2 112 8,8 97

Похожие патенты RU2792390C1

название год авторы номер документа
Осадкообразующий состав для ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин 2022
  • Попов Семен Георгиевич
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Предеин Андрей Александрович
  • Климов Никита Александрович
  • Лебедев Константин Петрович
  • Пермяков Александр Юрьевич
  • Кудряшова Дарья Анатольевна
  • Якимова Татьяна Сергеевна
  • Кондратьев Сергей Анатольевич
  • Распопов Алексей Владимирович
  • Казанцев Андрей Сергеевич
RU2792450C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И ВЯЗКОУПРУГИЙ СОСТАВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2014
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Некрасова Ирина Леонидовна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Хвощин Павел Александрович
  • Мустаев Ренат Махмутович
  • Зубенин Андрей Николаевич
RU2575384C1
ВЯЗКОУПРУГИЙ СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН 2022
  • Абраменкова Екатерина Андреевна
  • Чуркин Руслан Александрович
  • Минаев Константин Мадестович
RU2812302C1
ТАМПОНАЖНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР 2020
  • Утробин Андрей Николаевич
  • Балакирева Ольга Владимировна
  • Арсланов Ильдар Робертович
  • Фахреева Алсу Венеровна
  • Сергеева Наталья Анатольевна
RU2754527C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2017
  • Антонников Алексей Владимирович
  • Кибиткин Павел Павлович
  • Румянцева Елена Александровна
  • Кумисбеков Нуркен Абдилдаевич
RU2655258C2
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ 2016
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Каримов Руслан Азгарович
  • Табашников Роман Алексеевич
  • Кашаев Ренат Альбертович
RU2634467C1
Базовый тампонажный материал для цементирования скважин в интервале продуктивного пласта 2023
  • Столбов Константин Эдуардович
  • Дружинин Максим Александрович
  • Уткин Денис Анатольевич
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Предеин Андрей Александрович
  • Овчинникова Юлия Владимировна
  • Радостев Виктор Викторович
  • Ибраев Владимир Леонидович
  • Мясникова Александра Владимировна
  • Кудимов Иван Андреевич
RU2801331C1
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН 2001
  • Воропанов В.Е.
RU2193650C1
КИСЛОТОРАСТВОРИМЫЙ ОБЛЕГЧЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ 2014
  • Ильясов Сергей Евгеньевич
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Чугаева Ольга Александровна
  • Кузнецов Сергей Александрович
  • Фигильянтов Александр Павлович
  • Бикмухаметов Альберт Ильдусович
  • Мясникова Александра Владимировна
RU2575489C1
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин 2016
  • Илюшин Павел Юрьевич
  • Мартюшев Дмитрий Александрович
  • Соловьев Даниил Юрьевич
  • Усенков Андрей Владимирович
  • Третьяков Олег Владимирович
  • Горбушин Антон Васильевич
  • Рахимзянов Руслан Маратович
RU2627807C1

Реферат патента 2023 года Состав на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Состав содержит 3-10 мас.% сшивателя в виде бихромата калия или бихромата натрия, 0,01-10 мас.% регулятора времени потери текучести, 0,01-5 мас.% регулятора реологических свойств, 0,01-15 мас.% кольматирующей добавки и воду. При этом регулятор реологических свойств включает модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид. В качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 об.%. В качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция. При этом состав дополнительно содержит 3-40 мас.% полимера  в виде сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м. Кроме того, состав дополнительно содержит 0,01-5 мас.% активатора сшивки, в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно. Техническим результатом является повышение проникающей способности за счет возможности регулирования времени потери текучести предлагаемого состава в широком диапазоне температур (до 300°С) при сохранении прочности и устойчивости образуемого геля, а также обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 792 390 C1

Состав на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, содержащий сшиватель в виде бихромата калия или бихромата натрия, регулятор времени потери текучести, регулятор реологических свойств, включающий модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид, кольматирующую добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 об.%, в качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция, при этом состав дополнительно содержит полимер – сульфитномодифицированный полимер фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м., а также дополнительно содержит активатор сшивки, в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сшиватель бихромат калия или бихромат натрия 3-10 регулятор времени потери текучести 0,01-10 регулятор реологических свойств 0,01-5 кольматирующая добавка 0,01-15 полимер 3-40 активатор сшивки 0,01-5 вода остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2023 года RU2792390C1

СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ 2016
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Каримов Руслан Азгарович
  • Табашников Роман Алексеевич
  • Кашаев Ренат Альбертович
RU2634467C1
ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В УСЛОВИЯХ НОРМАЛЬНЫХ И ПОНИЖЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР (ВАРИАНТЫ) 2014
  • Яценко Владимир Анатольевич
  • Полетаев Александр Николаевич
  • Ильясов Сергей Евгеньевич
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Чугаева Ольга Александровна
  • Уткин Денис Анатольевич
  • Дудоров Павел Анатольевич
  • Кудимов Иван Андреевич
  • Фигильянтов Александр Павлович
RU2545208C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2015
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Вашетина Елена Юрьевна
RU2584193C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И ВЯЗКОУПРУГИЙ СОСТАВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2014
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Некрасова Ирина Леонидовна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Хвощин Павел Александрович
  • Мустаев Ренат Махмутович
  • Зубенин Андрей Николаевич
RU2575384C1
US 4683949 А, 04.08.1987.

RU 2 792 390 C1

Авторы

Попов Семен Георгиевич

Филиппов Евгений Владимирович

Гаршина Ольга Владимировна

Предеин Андрей Александрович

Климов Никита Александрович

Лебедев Константин Петрович

Пермяков Александр Юрьевич

Кудряшова Дарья Анатольевна

Якимова Татьяна Сергеевна

Кондратьев Сергей Анатольевич

Распопов Алексей Владимирович

Казанцев Андрей Сергеевич

Даты

2023-03-21Публикация

2022-05-06Подача