Буровой раствор на углеводородной основе



Владельцы патента RU 2502774:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)
некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо, содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1, при следующих соотношениях компонентов, мас.%: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30. Технический результат - упрощение технологии приготовления раствора в промысловых условиях и сокращение времени его приготовления при сохранении всех его показателей. 3 пр., 3 табл.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурении горизонтальных участков скважин.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий битум строительный, парафин, кубовые остатки синтетических жирных кислот, барит или мел и нефть (RU 2224002, 2002 г.).

Недостатками указанного раствора являются низкая технологичность, связанная с высокой температурой плавления (размягчения) строительного битума и низкая породоемкость из-за высокого содержания твердого утяжелителя.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий касторовое масло, загуститель, гидрофибизатор, хлорид кальция, воду, неонол АФ-9/12 и органофильный бентонит (RU 2263701, 2003 г.).

Недостатками указанного раствора являются недостаточная технологичность и высокая пластическая вязкость раствора.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный строительный битум, сульфанол, торф, понизитель вязкости мазута «Повяма» и дизельное топливо, причем «Повяма» используется для облегчения растворения высокоокисленного битума (RU 2379324, 2008 г.).

Недостатками данного состава являются его токсичность и способность ухудшать качество добываемой нефти. Поскольку используемый понизитель вязкости «Повяма» является отходом производства и содержит в своем составе высокотоксичные оксиды непредельных углеводородов С2-С4 и их хлорпроизводные, непредельные соединения и хлорекс (бис-(2-хлорэтиловый эфир), то при попадании хлорорганических соединений в нефть ее невозможно перерабатывать современными методами.

Из известных буровых растворов наиболее близким к предлагаемому является известково-битумный буровой раствор, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, негашеную известь, сульфанол, воду, барит и дизельное топливо (Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.Недра, 1984, с.61-63).

Недостатками известного бурового раствора являются его малая технологичность, связанная с медленными процессами гашения извести, образованием кальциевых мыл и растворения высокоплавкого высокоокисленного битума в дизельном топливе, а также необходимостью длительное время (5-6 часов) поддерживать температуру раствора в интервале 75-90°C

Как известно, высокоокисленный высокоплавкий битум является высококачественным, доступным и недорогим реагентом для загущения и структурирования буровых растворов на углеводородной основе. Главным недостатком битума, как компонента буровых растворов, является его нетехнологичность - при приготовлении буровых растворов требуется нагревать смесь битума вместе с пожароопасным дизельным топливом до температуры выше температуры размягчения битума.

Чем выше степень окисления (точнее степень термоокислительной конденсации) битума, тем большей молекулярной массой обладают компоненты битума и увеличивается эффективность битума в качестве структурообразователя и загустителя буровых растворов на углеводородной основе. Однако рост молекулярной массы компонентов повышает температуру размягчения битума, т.е. дополнительно снижает его технологичность.

Задачей изобретения является разработка бурового раствора на углеводородной основе, обеспечивающего упрощение технологии приготовления раствора в промысловых условиях и сокращение времени его приготовления.

При этом повышение технологичности предлагаемого бурового раствора достигается при сохранении всех показателей раствора на требуемом уровне.

Поставленная задача достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество и дизельное топливо, согласно изобретению, содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве поверхностно-активного вещества - гидро-фобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор или их смесь в соотношении 1:1 при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

30-40% раствор высокоокисленного высокоплавкого битума в ксилоле

или смеси ксилола с дизельным топливом 40-75%
Рапсовое масло 15-40%
Гидрофобизатор 2-5%
Дизельное топливо 0-20%
Глинопорошок или мелкодисперсный мрамор  
или их смесь 0-30%

Принципиальная сущность предлагаемого изобретения заключается в использовании вместо твердого высокоплавкого высокоокисленного битума 30-40% раствора высокоплавкого высокоокисленного битума в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива, который является жидкой товарной формой высокоплавкого битума.

В качестве высокоокисленного высокоплавкого битума можно использовать высокоплавкий строительный (кровельный) или изоляционный битум с температурой размягчения не ниже 70°C, которые содержат более высокомолекулярные компоненты, чем низкоплавкий дорожный битум (температуры размягчения ниже 50°C), обычно применяемый в буровых растворах на битумной основе. В заявляемом составе могут быть использованы битумы марок БН 70/30, БН 90/10 (ГОСТ 6617-76), БНК 90/30 (ГОСТ 9548-74) и аналогичные с температурой размягчения не ниже 70°C.

Повышение степени окисления битума увеличивает молекулярную массу компонентов битума и повышает температуру размягчения битума.

Процесс приготовления 30-40% раствора высокоплавкого высокоокисленного битума в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива заключается в следующем. В растворитель добавляют мелкораздробленный или расплавленный битум, после чего раствор перемешивают до полного растворения битума. При необходимости раствор подогревают для ускорения процесса растворения. Содержание ксилола в растворителе составляет 100-50%, а дизельного топлива 0-50%.

30-40% растворы высокоокисленного высокоплавкого битума в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива устойчивы, могут транспортироваться в подходящих емкостях к месту приготовления бурового раствора.

Способ приготовления заявляемого раствора на углеводородной основе включает смешение предварительно приготовленного 30-40% раствора высокоплавкого высокоокисленного битума в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива, дизельного топлива, рапсового масла и гидрофо-бизатора АБР (углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот с аминами. ТУ 2483-081-17197708-2003). Порядок смешения жидких компонентов не имеет значения.

Для уменьшения фильтратоотдачи в состав раствора может быть введена твердая фаза в виде глинопорошка или мелкодисперсного (степень дисперсности 50-200 мкм) мрамора (мела) в соотношении 1:1.

Выбуренная мелкодисперсная порода (глинистые сланец и/или песчаник и т.п.) также может выступать в качестве понизителя фильтратоотдачи раствора. Высокомолекулярный высокоплавкий битум в присутствии гидрофобизатора образует с глинистыми и карбонатными дисперсными частицами минералов плотную низкопроницаемую корку на поверхности породы, что обеспечивает низкую фильтратоотдачу раствора.

Характеристика заявляемого раствора иллюстрируется в примерах. Пример 1

В примере производится оценка технологичности прототипа по результатам приготовления состава в лабораторных условиях. Результаты оценки приведены в табл.1.

Для приготовления раствора в лабораторных условиях требуется 520-580 минут и длительное поддержание в смеси температуры 75-90°C. При этом первоначально важно не допустить перегрева смеси в результате реакции гашения извести, а затем поддерживать температурных режим для полного завершения реакции гашения извести, образования кальциевых мыл и растворения битума.

Таблица 1
№ Операция Масса навески, г Длительность операции, мин.
1 В стакан помещают дизельное топливо 469 5
2 Прибавляют мелкораздробленный битум (желательно битумный порошок) и диспергируют его в дизельном топливе при интенсивном перемешивании 129 15
3 Добавляют воду при интенсивном перемешивании 50 5
4 Добавляют сульфанол при интенсивном перемешивании и перемешивают до гомогенности 5 15
5 Добавляют негашеную известь при интенсивном перемешивании 258 30
6 Интенсивное перемешивание раствора при температуре 75-90°C   300-360
7 Охлаждают раствор до температуры 20-25°С - 60
8 Добавляют сульфанол при интенсивном перемешивании и перемешивают до полного растворения реагента 5 30
9 Добавляют барит при интенсивном перемешивании и перемешивают до равномерного распределения в объеме 83 60
Итого 1000 520-580

Пример 2

В примере производится оценка технологичности заявляемого состава по результатам приготовления состава в лабораторных условиях. Результаты оценки приведены в табл.2. Все операции проводятся без подогрева раствора. Не требуется поддержания температуры и охлаждения раствора из-за отсутствия экзотермических реакций и процессов.

Сопоставление с прототипом показывает:

- Приготовление заявляемого состава протекает в 8,7-9,7 раз быстрее, чем известного состава.

- При приготовлении заявляемого состава не требуется нагрев, поддержание температуры раствора при 75-90°С в течение длительного времени и охлаждение бурового раствора.

Таблица 2
№ Операция Масса навески, г Длительность операции, мин.
1 Гомогенизация исходного 40% раствора в ксилоле, взвешивание навески раствора и помещение ее в стакан для приготовления бурового раствора 400 10
2 Прибавление рапсового масла и перемешивание раствора 220 5
3 Прибавление гидрофобизатора АБР и перемешивание раствора 30 5
4 Прибавление дизельного топлива и перемешивание раствора 150 5
5 Прибавление глинопорошка ПМБА (мелкими порциями) 200 5
6 Интенсивное перемешивание раствора - 30
Итого 1000 60

Пример 3

Свойства буровых растворов определяли с использованием стандартных методик Американского нефтяного института, что является общепринятым в настоящее время. Использовали приборы фирмы OFITE (вискозиметр модель 900, пресс-фильтр низкого давления, тестер смазочной способности). Для характеристики свойств буровых растворов использовали: пластическую вязкость (PV), предельное динамическое напряжение сдвига (YP), статические напряжения сдвига через 10 и 600 с (соответственно, Θ10, и Θ600). фильтратоотдачу и коэффициент смазывающей способности с использованием пары «металл-металл» в среде водного бурового раствора. Эксперимент проводили при температуре 18-22°С.

Результаты исследования приведены в таблице 3.

Данные таблицы показывают, что заявляемый буровой раствор обладает приемлемыми реологическими характеристиками, очень низкой фильтратоотдачей и хорошими смазочными характеристиками.

Таблица 3
Номер раствора 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Компоненты Содержание, масс.%
40% раствор битума в ксилоле 40 40 50 50 50 50 - -  
30% раствор битума в ксилоле - - - - - - 75 -  
30% раствор битума в смеси дизельного топлива и ксилола (50/50) - - - - - - - 75  
35% раствор битума в смеси дизельного топлива и ксилола (1/99) - - - - - - - - 60
Рапсовое масло 40 15 27 20 20 20 15 15 25
Гидрофобизатор АБР 5 5 3 3 3 3 2 2 2
Дизельное топливо 15 10 20 20 20 20 0 0 0
Глинопорошок ПМБА 0 30 0 7 0 3,5 8 8 13
Мелкодисперсный мрамор (степень дисперсности 50 мкм или 200 мкм) 0 0 0 0 7 3,5 0 0 0
Наименование параметров Значения параметров
PV, мПа*с 27,2 40,3 20,7 25,4 26,1 25,6 28,3 32,6 31,7
YP,Па 5,6 9,2 3,2 4,9 5,2 5,1 6,7 9,3 4,5
Θ10, па 0 1,0 0 0,5 0,4 0,5 0,6 1,1 1,0
Θ600, Па 0 0,8 0 0,5 0,3 0,4 0,5 0,8 0,8
Плотность, кг/м 910 1115 976 948 952 950 971 942 993
Фильтрация, мл/30 минут 8,1 <0,5 6.1 <0,5 0,5 <0,5 0,5 0,5 0,5
Коэффициент смазывающей способности 0,057 0,100 0,091 0,070 0,065 0,066 0,052 0,63 0,72

Буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество и дизельное топливо, отличающийся тем, что он содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40%-ного раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве поверхностно-активного вещества - гидрофобизатор АБР, и дополнительно рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

30-40%-ный раствор высокоокисленного  
высокоплавкого битума в ксилоле или  
смеси ксилола с дизельным топливом 40-75
Рапсовое масло 15-40
Гидрофобизатор АБР 2-5
Дизельное топливо 0-20
Глинопорошок или мелкодисперсный  
мрамор или их смесь 0-30



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, снижения седиментационых свойств проппанта.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче газа или нефти методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования. Применение препарата ОС-20, содержащего смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C16-C18; этоксилированных (20 ЕО) цетиловых и стеариловых спиртов; оксиэтилированного (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирта, неоногенного ПАВ, в качестве твердого или жидкого реагента для удаления пластовой жидкости с высокоминерализованной пластовой водой (общая минерализация 100-300 г/л) из газовых и газоконденсатных скважин. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог. Обеспыливающий состав для обработки пылящих поверхностей содержит полиэлектролит и воду, отличается тем, что он содержит водные растворы полиакрилата щелочного металла и сополимера акриламида с производными акриловой кислоты, при этом использованы сополимеры акриламида с диметиламиноэтилакрилатом, диметиламиноэтилметакрилатом или диметиламинопропилакриламидом, концентрация раствора полиакрилата щелочного металла составляет 0,1-1,0% (мас.), концентрация раствора сополимера акриламида с производными акриловой кислоты составляет 0,05-0,5% (мас.). Технический результат - состав обеспечивает хорошую эрозионную устойчивость обработанной поверхности.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает гидролиз полиакрилонитрильного сырья жидким натриевым стеклом в водной смеси с pH 12-14 при следующем соотношении компонентов смеси, мас.%: полиакрилонитрильное сырье 3,8-4,8, жидкое натриевое стекло 48-59,5, вода остальное, в котором температуру смеси при постоянном перемешивании доводят до 95-100°C, поддерживают ее в течение времени, необходимого для образования однородной вязкой равномерно окрашенной массы, выдерживают полученную массу без нагрева и перемешивания до разделения ее на два слоя, отделяют верхний слой - полимерный раствор - в качестве полученного акрилового реагента, а нижний слой - щелочной раствор, содержащий жидкое натриевое стекло, в дальнейшем используют для гидролиза полиакрилонитрильного сырья. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает смешение нескольких полимерных растворов, полученных указанным выше способом. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах. Технический результат - повышение эффективности при перепаде температур, защиты металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом; повышение продолжительности последействия и сохранение свойства по снижению вязкости пластового флюида. В способе приготовления твердого ингибитора для предотвращения АСПО путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C17-C20, предварительно Сэвилен охлаждают до температуры -(10°C-190°C), выдерживают при этой температуре 10-15 мин, измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 мин, в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель, при следующем соотношении компонентов, в масс.%: указанный Сэвилен 1-50, указанное вещество-носитель остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 7 табл.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Технический результат - повышение качества крепления скважин в межколонном пространстве и в интервалах залегания плотных, непроницаемых горных пород в условиях низких и нормальных температур при отсутствии доступа воды к твердеющему цементному камню. Тампонажный материал включает портландцемент тампонажный и расширяющую добавку в количестве 17,6-28,0% от массы порошка портландцемента. Расширяющая добавка содержит, масс.ч.: порошок магнезитовый каустический 33-50, высокоглиноземистый шлак 29-39, гипс двуводный 21-28. Размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%. В способе получения тампонажного раствора на основе указанного тампонажного материала, включающем раздельное приготовление тампонажного раствора из портландцемента и воды и водного раствора указанной расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях. Технический результат - повышение эффективности и качества проведения ремонтно-изоляционных работ за счет регулирования сроков отверждения полимерной композиции при одновременном снижении влияния экзотермического эффекта при отверждении и возможность применения отвердителя при пониженных температурах. Полимерная композиция для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, включающая в свой состав раствор суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах, и отвердитель, содержащий формалин, параформальдегид, многоатомные спирты и катализатор реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом, при этом отвердитель в качестве многоатомных спиртов содержит водорастворимые продукты гидролиза крахмала - крахмалопродукты. а в качестве катализатора реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом - органическую кислоту с отрицательным логарифмом константы диссоциации рКа - 1-4 в количестве от 1 до 10% к весу суммарных сланцевых алкилрезорцинов при следующем соотношении реагентов, мас.%: параформальдегид - 0,1-10; крахмалопродукт - 20-30; указанная органическая кислота - 0,5-7; формалин - остальное, при объемном соотношении отвердителя к раствору суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах 1:2, соответственно. 1 табл., 6 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-12-27 2013-12-26T17:54:09
Наверх