Патенты автора Окромелидзе Геннадий Владимирович (RU)

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Технический результат - повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия. Биополимерный буровой раствор содержит ксантановый биополимер, модифицированный крахмал, щелочную добавку - оксид магния, кремнийсодержащий реагент - смесь гамма-аминопропилтриэтоксилана и калийного жидкого стекла в массовом соотношении 1:(0,7÷10) соответственно, поверхностно-активный реагент - смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в массовом соотношении 1:1, воду и дополнительно - сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантановый биополимер 0,2-0,4; модифицированный крахмал 0,5-3; оксид магния 0,5-1; указанный кремнийсодержащий реагент 0,55-2,0; указанный поверхностно-активный реагент 0,3-0,7; сульфированный битум 0,5-2; вода остальное. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать утяжелитель. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать, по крайней мере, один компонент из группы, включающей силикат натрия 0,05-0,7 мас.%, гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,3 мас.%, глинопорошок марки ППБ 2-4 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к средствам для сравнительных термогидравлических испытаний пропускной способности скважинных фильтров. Техническим результатом является обеспечение оценки пропускной способности скважинных фильтров при широком спектре параметров воздействия, при обеспечении достоверности результатов испытаний за счет приближения условий испытаний к натурным, путем воздействия высоким давлением, температурой и пластовым флюидом. Предложен способ, в котором устанавливают испытуемые скважинные фильтры в отсеках, разделенных вертикальными перегородками в нижней зоне корпуса с теплоизолированными стенками, снабженного герметично закрывающимся люком с предохранительным клапаном, заполняют отсеки песком, вводят внутрь корпуса жидкую среду, моделирующую пластовый флюид, чтобы теплоподводящий узел был полностью погружен в жидкую среду, при герметично закрытом люке корпуса подают теплоноситель - пар с последующим направлением этого теплоносителя по соединительному трубопроводу в пароподводящий узел в верхней зоне корпуса, в виде перфорированного патрубка и снабженного линией отвода пара с установленными на ней манометром и запорной арматурой, производят посредством поступления пара подъем давления внутри корпуса, и осуществляют фильтрование жидкой среды через песок и испытуемые фильтры с отводом фильтрата через выходной патрубок с запорной арматурой, которым снабжен каждый отсек. Предложен также стенд, содержащий корпус с теплоизолированными стенками, с герметично закрывающимся люком с предохранительным клапаном, с выполнением внутри корпуса в его нижней зоне, двух, разделенных перегородками, отсеков для фильтров, и снабженных запорной арматурой и датчиком температуры, внутри корпуса выше отсеков размещены последовательно по высоте теплоподводящий и пароподводящий узлы, соединенные трубопроводом, теплоподводящий узел в виде трубчатого элемента, снабжен линией ввода теплоносителя, а пароподводящий узел - линией отвода пара с манометром и запорной арматурой, при этом теплоподводящий и пароподводящий узлы снабжены датчиками температуры, а корпус стенда снабжен датчиком контроля давления. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для бурения оценочных, поисковых и разведочных скважин с отбором керна, с сохранением его естественной флюидонасыщенности. Технический результат - снижение влияния бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород при сохранении стабильности бурового раствора при высокой плотности до 1,83 г/см3, поддержание оптимальных фильтрационных параметров бурового раствора в условиях повышенной температуры и давления, повышение уровня безопасности при приготовлении и применении раствора. Буровой раствор на углеводородной основе включает, мас.%: литиевые соли нафтеновых кислот 3,7-14,0; кальциевые соли нафтеновых кислот 0,8-3,0; синтетический акриловый сополимер 0,7-1,2; поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами 0,1-1; органофильный бентонит 0,45-1,80; мелкодисперсный мрамор 0,1-11; барит 0,1-60; минеральное масло остальное. 2 табл.

Изобретение относится к составам для ограничения водопритока в процессе ремонта нефтегазовых скважин, а также при выравнивании профиля притока добывающих скважин при закачке его в нагнетательную скважину и ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин с использованием растворов на углеводородной основе (РУО). Селективный эмульсионный состав содержит углеводородную жидкость, раствор хлорида кальция, эфиры жирных кислот. При этом в качестве эфиров жирных кислот состав содержит смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта. При этом раствор хлорида кальция применяется в виде раствора с плотностью 1,06-1,32 г/см3. Дополнительно состав содержит олеиновую кислоту, прямую эмульсию, представляющую собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена, стабилизированную ионными ПАВ, и мраморную крошку при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводородная жидкость 23,5-74,3; олеиновая кислота - 0,4-1,7; смесь модифицированных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта - 1,7-7,9; указанная прямая эмульсия - 1,6-15,8; мраморная крошка - 0,5-30,2; указанный раствор хлорида кальция - остальное. Техническим результатом является снижение проницаемости продуктивного коллектора по воде при сохранении селективных свойств за счет увеличения структурно-механических свойств во времени при контакте с водой, снижения размываемости и увеличения остаточного сопротивления движению воды в поровом пространстве коллектора. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к тампонажным материалам, применяемым для установки герметичных мостов в условиях надпродуктивных интервалов. Технический результат заключается в придании коротких сроков схватывания и твердения аэрированного тампонажного материала с обеспечением технологических свойств прокачиваемости при одновременном повышении предела прочности на сжатие и обеспечении требуемых прочностно-адгезионных показателей тампонажного камня в условиях надпродуктивных интервалов и возможности регулировать плотность аэрированного тампонажного материала в зависимости от условий в скважине. Сущность: материал включает каустический магнезит, регулятор стабильности и устойчивости, бишофит, воду и регулятор схватывания и твердения - добавку на основе органофосфатов. При этом дополнительно содержит пенообразующее неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ в виде оксиэтилированных жирных спиртов со степенью оксиэтилирования 6-10 и числом метиленовых групп 12-18, волокнистый наполнитель и инертный газ, в количестве, обеспечивающем плотность аэрированного тампонажного материала 700-1200 кг/м3. При этом в качестве регулятора стабильности и устойчивости материал содержит гидроксиэтилцеллюлозу или сополимер винилацетата и этилена, при следующем соотношении компонентов, мас. ч: каустический магнезит-100, волокнистый наполнитель-0,01-0,3; регулятор стабильности и устойчивости - 0,18-0,52; регулятор схватывания и твердения- 0,3-1,0; НПАВ - 0,4-1,0; бишофит - 16-32; вода - 80-100. 1 з.п. ф-лы; 2 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к безотходной технологии бурения скважин. Технический результат - возможность выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов за счет исключения необходимости применения специального оборудования - центрифуги, снижение энергетических затрат. Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включает введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 ч, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы. В качестве добавок используют техническую воду и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена. В качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об.% в органическом растворителе. При этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор. После вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов. Указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.: техническая вода 5-10; указанный раствор неионогенного ПАВ в органическом растворителе 1,0-3,0; указанный деэмульгатор 0,5-1,5. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - обеспечение универсальности ингибитора за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов включает, об. %: эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы 2,3-3,3; углеводородная фаза 62,9-78,1; битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, 7,8-12,6; насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) 11,7-21,2, причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : (5-10) соответственно. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.

Изобретение относится к бурению. Технический результат - получение облегченного раствора с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья, а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, снижение гидравлической нагрузки на пласты с аномально низким пластовым давлением АНПД и уменьшение потерь бурового раствора при проведении технологических операций. Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением включает: смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, добавление в этот эмульсионной состав афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, диспергирование полученной смеси, введение облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %: указанный гелирующий агент 1-10; афронобразующий ПАВ 2-10; облегчающая добавка 0,1-15; углеводородная жидкость 65,0-96,9. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания. Кроме того, обеспечивается низкая коррозионная активность пеноцементного материала. Пеноцементный тампонажный материал для крепления скважин включает портландцемент, ускоритель схватывания, гидроксиэтилцеллюлозу, пенообразующее поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, при этом в качестве пенообразующего ПАВ он содержит оксиэтилированные спирты со степенью оксиэтилирования 6-12 и числом метиленовых групп 10-20, а в качестве ускорителя схватывания - нитрат кальция, или нитрит кальция, или формиат кальция, кроме того, материал дополнительно содержит пластификатор - водорастворимые натриевые или кальциевые соли сульфированных продуктов поликонденсации нафталина с формальдегидом или водорастворимые натриевые или кальциевые соли сульфированных продуктов поликонденсации меламина с формальдегидом, при следующем соотношении компонентов, мас. ч: портландцемент 100, ускоритель схватывания 1,0-3,0, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,4, указанный пенообразующий ПАВ 0,2-0,3, указанный пластификатор 0,2-0,3, вода 45,0-48,0. 4 з.п.ф-лы, 3 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области бурения скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями. При осуществлении способа проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола по пробуренным на месторождении скважинам путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород. Далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора (БР), включая эквивалентную плотность циркуляции. Затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде БР различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности, с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы. Производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, порового давления и давления гидроразрыва; геотермического градиента; упругих свойств горных пород, скорости движения инструмента в стволе скважины; реологических параметров. Выбор БР осуществляют исходя из двух условий: раствор обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а также его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений. Повышается точность выбора бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч. Тампонажный материал, включающий вяжущее, облегчающую добавку, наполнитель и воду, дополнительно содержит водосвязывающую добавку, волокнистый наполнитель и бишофит. В качестве вяжущего материал содержит каустический магнезит, в качестве наполнителя - карбонатный наполнитель - мраморную крошку в качестве облегчающей добавки - алюмосиликатные микросферы или полые стеклянные микросферы, при следующем содержании компонентов, мас.ч.: каустический магнезит - 40-55; указанная облегчающая добавка - 20-50; водосвязывающая добавка - 0,1-0,3; указанный карбонатный наполнитель - 0,01-30; указанный волокнистый наполнитель - 0,01-0,5; бишофит 14,9-35; вода - 58,3-90,8, при этом суммарное содержание магнезиального цемента, облегчающей добавки и карбонатного наполнителя составляет 100 мас.ч., а бишофит содержится в виде водного раствора плотностью 1,18-1,3 г/см3. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами, за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки при одновременном сохранении низких фильтрационных свойств, отсутствии водоотделения и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания. Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ- IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку - метакаолин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЦТ IG-CC-1 93,35-98,9, ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5, указанный суперпластификатор 0,05-0,3, ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3, указанная минеральная добавка 0,5-1,0, хлорид кальция 0,1-2,0, вода до водоцементного отношения 0,45-0,55. 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ9-4 5,0-20,0; неонол АФ9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т. Технический результат - разработка двух вариантов облегченного тампонажного материала с высокими газоблокирующими свойствами при одновременном обеспечении оптимальных требуемых свойств для качественного цементирования надпродуктивных интервалов в условиях низких и нормальных температур, а именно низкий объем фильтрации при низкой скорости фильтрации и регулируемое время формирования статического напряжения сдвига. Тампонажный материал по одному варианту содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 80,0-87,0, алюмосиликатные полые микросферы 10,0-15,0, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-5,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,2-0,3, пластификатор- полиэфиркарбоксилаты или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный, кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3, ускоритель сроков схватывания хлористый кальций 2,0-3,0, вода - остальное, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 масс.ч.; а по второму варианту облегченный газоблокирующий тампонажный материал содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 76,0-86,0, алюмосиликатные полые микросферы, 10-16, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-6,0 и - реагент Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия 1,0-2,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2, пластификатор - вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3 ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат 0,5-2,0, вода 57-60, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата и реагента Conmix H2Ostop составляет 100 масс.ч. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в неустойчивой кавернозной части ствола скважины

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к способу проводки многозабойных нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин, а именно: в качестве жидкости глушения; в качестве вязкоупругого разделителя при цементировании скважин; временно-изолирующего состава продуктивных горизонтов без потери проницаемости после деструкции состава

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх