Тампонажный материал и способ получения тампонажного раствора на его основе



Тампонажный материал и способ получения тампонажного раствора на его основе
Тампонажный материал и способ получения тампонажного раствора на его основе

 


Владельцы патента RU 2504569:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам на основе портландцемента с высокими изоляционными характеристиками при отсутствии свободного доступа к ним воды в процессе их затвердевания в условиях низких и нормальных температур и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Известен тампонажный материал на основе портландцемента тампонажного (ПЦТ), в котором в качестве расширяющей добавки используют порошок магнезитовый каустический марки ПМК-75 по ГОСТ 1216-87 в количестве от 10 до 25% к его массе. Тампонажный материал готовят затворением сухой смеси тампонажного портландцемента и расширяющей добавки водой [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - с.373, стр.161].

Раствор этого тампонажного материала характеризуется повышенными значениями водоотделения, имеет удлиненные сроки схватывания, а формирующийся цементный камень невысокую прочность и не имеет достаточного расширения и самонапряжения в условиях отсутствия свободного доступа к нему вод, что не позволяет обеспечить высокое качество цементирования обсадных колонн в скважинах.

Наиболее близким к предлагаемому тампонажному материалу является тампонажный материал на основе портландцемента тампонажного (ПЦТ), в котором в качестве расширяющей добавки используют гипсо-глиноземистый расширяющийся цемент (ГТРЦ), являющийся продуктом совместного помола высокоглиноземистого шлака (ВГШ) и двуводного гипса в соотношении 3:1.

Способ приготовления этого тампонажного материала включает приготовление сухой смеси ПЦТ и ГГРЦ в соотношении 75-85 и 25-15 мас.% соответственно с последующим затворением ее водой [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - с.373; стр.157].

Этот тампонажный материал при закачке его в скважину обеспечивает достаточное самонапряжение и расширение цементного камня только при наличии свободного доступа воды к нему в процессе затвердевания. В условиях отсутствия свободного доступа к нему вод, формирующийся цементный камень не имеет достаточного расширения и самонапряжения, что не позволяет обеспечить высокое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, сформировать плотный герметичный контакт с трубами обсадной колонны и горными породами стенок скважины и гарантированным обеспечением высокого качества крепи скважины. Кроме того, этот тампонажный материал, характеризуется высоким темпом роста консистенции с момента его затворения, что, в ряде случаев, делает невозможным размещение тампонажного материала за обсадной колонной в технологически необходимые сроки.

Признаки известного тампонажного материала, являющиеся общими с предлагаемым тампонажным материалом, - тампонажный материал, включающий портландцемент тампонажный и расширяющую добавку - продукт совместного помола ВГШ и двуводного гипса.

Наиболее близким к предлагаемому способу приготовления тампонажного материала является способ приготовления тампонажного материала, в котором в качестве расширяющей добавки используют глину в виде предварительно приготовленной суспензии (раствора) с последующим смешиванием ее с раствором тампонажного портландцемента [Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Учебное пособие для вузов. - М: Недра, 1987, с.280; стр.169].

Однако тампонажный материал, полученный указанным известным способом, характеризуется отсутствием объемного расширения цементного камня, удлиненными сроками схватывания, пониженной механической прочностью и не обеспечивает формирование напряженного контакта с ограничивающими поверхностями, как в условиях свободного доступа воды, так и при его отсутствии.

Признаки известного способа приготовления тампонажного материала, являющиеся общими с предлагаемым способом, - способ получения тампонажного раствора, включающий раздельное приготовление базового тампонажного раствора с использованием портландцемента и воды и водного раствора расширяющей добавки с последующим их смешиванием.

Недостатки известного тампонажного материала и способа его приготовления препятствуют получению высокого качества крепления скважин в условиях отсутствия свободного доступа к нему вод в интервалах плотных, непроницаемых пород и в межколонном пространстве. Следствием некачественного крепления скважин является нарушение технологических схем разработки нефтяной залежи, а также наличие серьезных экологических проблем при разработке нефтегазовых месторождений.

Задачей изобретения является разработка тампонажного материала на основе портландцемента тампонажного и способа получения тампонажного раствора, обеспечивающих высокое качество 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.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в получении расширяющегося тампонажного материала, раствор которого характеризуется пониженными значениями консистенции и приемлемым водоотделением, а формирующийся в условиях отсутствия свободного доступа воды цементный камень характеризуется повышенной прочностью, является расширяющимся и самонапрягающимся.

Задача изобретения была решена за счет того, что известный тампонажный материал, включающий портландцемент тампонажный и расширяющую добавку - продукт совместного помола ВГШ и двуводного гипса, содержит 17,6-25,0% расширяющей добавки от массы порошка портландцемента тампонажного, а расширяющая добавка дополнительно содержит магнезитовый каустический порошок, при следующем соотношении компонентов, масс.ч.:

Порошок магнезитовый каустический - 33-50
Высокоглиноземистый шлак - 29-39
Гипс двуводный… - 21-28,

причем размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%.

Также задача была решена за счет того, что в известном способе получения тампонажного раствора на основе предлагаемого тампонажного материала, включающем раздельное приготовление базового тампонажного раствора с использованием портландцемента и воды и водного раствора расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а для приготовления водного раствора расширяющей добавки используют продукт совместного помола магнезитового каустического порошка, высокоглиноземистого шлака и двуводного гипса с размером частиц, характеризуемых остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания.

Признаки заявляемого тампонажного материала, являющиеся отличительными от прототипа: тампонажный материал содержит 17,6-25,0% расширяющей добавки от массы порошка портландцемента тампонажного, а расширяющая добавка дополнительно содержит магнезитовый каустический порошок, при следующем соотношении компонентов, масс.ч.:

Порошок магнезитовый каустический - 33-50
Высокоглиноземистый шлак - 29-39
Гипс двуводный… - 21-28,

причем размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%.

Признаки заявляемого способа получения тампонажного раствора, являющиеся отличительными от способа по прототипу, - при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а для приготовления водного раствора расширяющей добавки используют продукт совместного помола магнезитового каустического порошка, высокоглиноземистого шлака и двуводного гипса с размером частиц, характеризуемых остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания.

Для приготовления расширяющей добавки используют следующие сухие вещества:

- порошок магнезитовый каустический по СТО 72664728-003-2008 (ранее ГОСТ 1216-87);

- высокоглиноземистый шлак по ТУ 14-11-137-76;

- камень гипсовый по ГОСТ 4013-82.

Указанные компоненты подвергают совместному измельчению до тонкости помола, характеризуемой остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%.

Для приготовления тампонажного раствора готовят водный раствор (суспензию) подготовленной смеси расширяющей добавки путем затворения ее водой при непрерывном перемешивании. В процессе приготовления водного раствора расширяющей добавки в результате химического взаимодействия порошка магнезитового каустического и гипсоглиноземистой составляющей, на поверхности частиц последней происходит формирование труднорастворимых комплексов, что приводит к резкому замедлению скорости образования гидросульфоалюминатов в приготовляемом растворе расширяющегося тампонажного материала. Это препятствует загущению тампонажного раствора в начальный период его структурообразования, а также обеспечивает в период твердения расширение формирующегося цементного камня и уплотнение контакта его с ограничивающими поверхностями без подпитки водой извне.

Отдельно готовят базовый тампонажный раствор на основе портландцемента путем затворения его сухой составляющей (порошка ПЦТ) водой, в которую предварительно вводят хлорид натрия.

Далее полученный базовый тампонажный раствор смешивают и расширяющей добавкой. Полученный таким образом тампонажный раствор характеризуется приемлемыми значениями водоотделения и низкими значениями консистенции в течение времени проведения процесса цементирования. После размещения приготовленного тампонажного раствора в скважине происходит его ускоренное схватывание и твердение с образованием высокопрочного расширяющегося цементного камня, формирующего напряженный контакт с ограничивающими поверхностями в условиях отсутствия подпитки его водой извне.

Способ получения тампонажного раствора в промысловых условиях осуществляется следующим образом:

- в смесительно-осреднительной емкости, оборудованной перемешивающим устройством, готовится водный раствор предлагаемой расширяющей добавки путем затворения ее водой при непрерывном перемешивании полученной суспензии;

- с использованием цементно-смесительного агрегата и осреднительной емкости готовится и осредняется базовый тампонажный раствор на основе портландцемента путем затворения его сухой составляющей (порошка ПЦТ) водой с добавкой хлорида натрия;

- после приготовления базового раствора и дополнительного перемешивания раствора расширяющей добавки производится их смешивание, осреднение и закачка полученного раствора конечного состава в скважину.

Время перемешивания заготовленного водного раствора расширяющей добавки определяется, с одной стороны, общим временем приготовления базового раствора, составляющего не менее 25 минут, с другой стороны - временем безопасного проведения работ с его использованием, составляющего 2/3 от времени начала загустевания.

Примеры конкретного выполнения.

В таблице 1 приведен состав тампонажного раствора, приготовленного способом по прототипу; в таблице 2 - приведены составы тампонажных растворов, приготовленные предлагаемым способом.

У приготовленных тампонажных растворов определялись водоотделение и значения консистенции через 5 и 60 минут, соответствующих начальному этапу и окончанию процесса цементирования обсадной колонны в скважине.

Далее определялись значения показателей свойств цементного камня, твердевшего в течение двух суток при температуре 20-22°C, характеризующих его пригодность для формирования в стволе скважины герметичной крепи в условиях, исключающих свободный доступ воды к цементному камню в процессе его затвердевания:

- предел прочности при изгибе;

- прочность сцепления с внешней огибающей металлической поверхностью;

- объемное расширение от начала схватывания.

Определение значений показателей свойств тампонажных материалов осуществлялось в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-051-77 «Раствор тампонажный. Методы испытаний. М., 1978» и методикой проведения исследований [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - с.259-262].

Из данных таблицы 1 видно, что раствор тампонажного материала по прототипу через 60 минут перемешивания имеет высокие, близкие к предельным значения консистенции. Формирующийся в условиях отсутствия доступа воды к нему цементный камень, содержащий указанные добавки, не является расширяющимся и характеризуется невысокими значениями прочности на изгиб и сцепления с внешней огибающей металлической поверхностью.

Из таблицы 2 (составы 2-4) видно, что предлагаемый тампонажный материал обеспечивает получение пониженных значений консистенции и приемлемых значений водоотделения тампонажного раствора, а формирующийся цементный камень имеет повышенные значения увеличения объема и прочности при изгибе и сцепления его с внешней огибающей поверхностью в условиях отсутствия свободного доступа к нему воды в сравнении с известным способом ее применения.

Содержание в тампонажном материале менее 17,6% расширяющей добавки при низком содержании в ней порошка магнезитового каустического не обеспечивает получение тампонажного материала с удовлетворительными значениями консистенции (состав 1).

Содержание в тампонажном материале более 25% расширяющей добавки при высоком содержании в ней порошка магнезитового каустического приводит к резкому росту сроков схватывания и водоотделения тампонажного раствора, а также к снижению прочностных характеристик формирующегося цементного камня (состав 5).

Преимуществом предлагаемого тампонажного материала является то, что приготовленный на его основе тампонажный раствор имеет низкие значения консистенции и приемлемые значения водоотделения, а формирующийся расширяющийся цементный камень высокой прочности обеспечивает напряженный контакт с огибающими поверхностями в условиях отсутствия доступа к нему воды. Этим достигается существенное улучшение качества цементирования межколонного пространства и интервалов непроницаемых пород, являющихся естественными водоупорами, что позволит:

- свести к минимуму вероятность возникновения межколонных проявлений и перетоков флюидов в затрубном пространстве скважин;

- повысить надежность и долговечность работы скважины;

- снизить экологические риски, обусловленные межпластовыми проявлениями;

- осуществлять оценку состояния во времени крепи скважины за внешней (второй) обсадной колонной геофизическими методами.

1. Тампонажный материал, включающий портландцемент тампонажный и расширяющую добавку - продукт совместного помола высокоглиноземистого шлака и двуводного гипса, отличающийся тем, что он содержит 17,6-28,0% расширяющей добавки от массы порошка портландцемента тампонажного, а расширяющая добавка дополнительно содержит порошок магнезитовый каустический, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Порошок магнезитовый каустический 33-50
Высокоглиноземистый шлак 29-39
Гипс двуводный 21-28,

причем размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%.

2. Способ получения тампонажного раствора на основе тампонажного материала по п.1, включающий раздельное приготовление базового тампонажного раствора портландцемента и воды и водного раствора расширяющей добавки, с последующим их смешиванием, отличающийся тем, что при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а для приготовления водного раствора расширяющейся добавки используют продукт совместного помола порошка магнезитового каустического, высокоглиноземистого шлака и двуводного гипса с размером частиц, характеризуемых остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 мин и не более 2/3 времени его загустевания.



 

Похожие патенты:

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.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей.

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.
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.
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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
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.
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.
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.
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.

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.
Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 15 пр., 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

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 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.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании. Состав содержит, мас.%: 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту - 0,5-4,5; 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновую кислоту - 0,5-25,0; динатриевую соль диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты - 0,2-12,0; моноэтаноламин - 0,5-22,0; метиловый спирт - 20,0-35,0 и воду - до 100. Состав обладает высокой ингибирующей способностью по отношению к неорганическим отложениям кальция. 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 извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
Наверх