Высокопроникающий тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2513220:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной. Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ. Тампонажный раствор содержит, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»: понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75, замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00, микрокремнезем МК-85 0,00-10,00, пеногаситель 0,10-0,30, вода пресная 70,0-80,0. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах, для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной.

Известен облегченный тампонажный раствор [1 - аналог], включающий, мас.ч: портландцемент 100, глинопорошок до 2, оксиэтилцеллюлозу 0,8-0,9 и воду 80-100.

Недостатком известного тампонажного раствора является низкая проникающая способность в каналы и поры изолируемого пласта из-за низкой степени дисперсности гидравлического вяжущего.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является тампонажный раствор [2 - прототип], включающий мас.%: портландцемент тампонажный 64,41-66,24, сульфацелл 0,13-0,40, микрокремнезем МК-85 0,33-1,99 и воду 33,20-33,30.

Недостатком известного тампонажного раствора является также низкая проникающая способность в каналы и поры изолируемого пласта и высокая водоотдача. Высокие значения показателя водоотдачи в забойных условиях могут привести к значительному отфильтровыванию жидкости затворения и преждевременному загустеванию тампонажного раствора.

Указанные недостатки могут привести к проблемам при закачках состава в скважину и снижению эффективности его применения.

При создании изобретения решалась задача разработки высокопроникающего тампонажного раствора с высоким уровнем технологических качеств: ультранизкая водоотдача, низкие реологические характеристики, регулируемые сроки схватывания в широком диапазоне температур, высокая прочность цементного камня.

Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ.

Решение поставленной задачи достигается тем, что тампонажный раствор, включающий вяжущее, понизитель фильтрации - гидроксиэтилцеллюлозу, микрокремнезем и воду, дополнительно содержит замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ», представляющий собой смесь органических серосодержащих веществ и минеральных добавок и кремний - органический пеногаситель, в качестве которого используется «Тесил 201» или «Полидефом», или «Basopur DF5», а в качестве вяжущего содержит цементную смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, в качестве гидроксиэтилцеллюлозы - реагент «ПФ-ВМЦ», при следующем соотношении компонентов, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»:

Понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75
Замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00
Микрокремнезем МК-85 0,00-10,0
Пеногаситель 0,10-0,30
Вода пресная 70,0-80,0

Для приготовления тампонажного раствора в экспериментах использовались следующие материалы и реагенты:

- Цементная смесь «ЦС БТРУО» марки «Микро» выпускается по ТУ 2458-066-54651030-2010, представляет собой смесь цементного клинкера и минеральных добавок, характеризующаяся удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг.

- Понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» выпускается по ТУ 2458-085-54651030-2011, представляет собой низковязкую гидроксиэтилцеллюлозу, обеспечивающую ее 1%-му водному раствору вязкость не более 50 мПа·с.

- Замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» выпускается по ТУ 2458-084-54651030-2011, представляет собой смесь органических серосодержащих веществ и минеральных добавок.

- Пеногаситель «Тесил-201» выпускается ООО «НПФ Техносилоксаны» по ТУ 2251-003-9894-2484-2007, представляет собой водную эмульсию кремнийорганических полимеров.

- Пеногаситель «Полидефом» выпускается ЗАО НПО «Полицелл» по ТУ 2637-023-97457491-2010, представляет собой водную эмульсию кремнийорганических полимеров.

- Пеногаситель «Basopur DF 5» поставляется концерном BASF, является алкоксилированным жирным спиртом.

- «Микрокремнезем конденсированный», выпускается по ТУ 5743-048-02495332-96, представляет собой ультрадисперсный порошкообразный материал, состоящий из частиц сферической формы, получаемый в процессе газоочистки печей при производстве кремнийсодержащих сплавов. Основным компонентом материала является диоксид кремния аморфной модификации. Микрокремнезем в присутствии влаги вступает во взаимодействие с цементом с образованием гидросиликата кальция, отличающегося более развитой пространственной структурой.

- Вода пресная.

Применяемый в тампонажном растворе комплексный замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» позволяет регулировать сроки схватывания при забойных температурах до 110°С. Кроме того, «ЗС-ВМЦ» выполняет функцию пластификатора.

Ввод в состав тампонажного раствора вяжущего с высокой удельной поверхностью позволяет увеличить проникающую способность в каналы и поры из-за их более высокой степени дисперсности.

Ввод в состав тампонажного раствора микрокремнезема способствует снижению сульфатной коррозии цементного камня и повышению его прочности на сжатие.

Уменьшение содержания понизителя фильтрации «ПФ-ВМЦ», замедлителя схватывания «ЗС-ВМЦ», микрокремнезема, пеногасителя, ниже указанных значений, приводит к увеличению водоотдачи, к увеличению реологических показателей, быстрому загустеванию раствора, вспениванию.

Увеличение содержания понизителя фильтрации «ПФ-ВМЦ», замедлителя схватывания «ЗС-ВМЦ», микрокремнезема, пеногасителя выше указанных значений, также приводит к увеличению реологических показателей, уменьшению прочности цементного камня.

Ниже представлены примеры приготовления тампонажных составов в лабораторных условиях. В таблице 1 представлен компонентный состав исследуемых тампонажных растворов, а в таблице 2 их технологические параметры.

Определение основных свойств тампонажных растворов и камней проводили при температуре 75°С в соответствии с международным стандартом ISO 10426-2 (спецификация 10А API). Плотность тампонажного раствора определяли при помощи рычажных весов для буровых и тампонажных растворов FANN 140. Пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига определяли с помощью ротационного вискозиметра FANN 35SA при комнатной температуре. Водоотдачу раствора определяли на тестере Chandler Engineering M 7120 при температуре 75°С и перепаде давления 69 атм. Время загустевания раствора определяли на консистометре Chandler Engineering M 7222 при температуре 75°С и давлении 150 атм. Прочность на сжатие цементного камня определяли на ультразвуковом анализаторе прочности Chandler Engineering M 4262 при температуре 75°С и давлении 207 атм.

Тампонажные растворы готовили следущим образом. Если того требует рецептура, готовили сухую смесь микроцемента с микрокремнеземом в заданных соотношениях. Необходимое количество добавок - замедлителя схватывания «ЗС-ВМЦ», понизителя фильтрации «ПФ-ВМЦ», пеногасителя растворяли в воде. Затем на полученном водном растворе затворяли чистый микроцемент или сухую смесь в блендере Chandler Engineering М 3060.

Ниже приведен пример приготовления и испытания состава №4 из таблицы 1 в лабораторных условиях.

Пример. Для приготовления 2500 г высокопроникающего тампонажного раствора (количество раствора, достаточное для всех видов исследований, состав №4 в таблице 1) необходимо взять 1027,70 г воды (75 мас.ч. на 100 мас.ч. цемента) и растворить 23,98 г замедлителя схватывания «ЗС-ВМЦ» (1,75 мас.ч. на 100 мас.ч. цемента), затем в этой же воде растворить 6,85 г понизителя фильтрации «ПФ-ВМЦ» (0,5 мас.ч. на 100 мас.ч. цемента) и 2,74 г пеногасителя «Тесил-201» (0,2 мас.ч. на 100 мас.ч. цемента). Приготовить сухую тампонажную смесь из 1370,20 г микроцемента ЦС БТРУО «Микро» (100 мас.ч. цемента) и 68,50 г микрокремнезема (5 мас.ч. на 100 мас.ч. цемента). Состав (за 2 приема) затворяют 50 секунд на блендере Chandler Engineering M 3060. После чего определяют плотность. Реологические параметры определяются после вымешивания тампонажного раствора в атмосферном консистометре при комнатной температуре в течение 20 мин. Далее раствор заливают в стакан консистометра Chandler Engineering M 7222 и определяют время загустевания при температуре 75°С и давлении 150 атм. Для определения водоотдачи раствор заливают в собранный цилиндр тестера Chandler Engineering M 7120 и определяют водоотдачу при температуре 75°С и перепаде давления 69 атм. Для определения прочности раствор заливают в ячейку ультразвукового анализатора прочности Chandler Engineering M 4262.

Приготовленный в примере состав имеет плотность 1,64 г/см3, пластическую вязкость 44,2 мПа·с, динамическое напряжение сдвига 161 дПа, время загустевания до 70 Bс - 250 мин, водоотдача за 30 мин - 30,2 мл, прочность на сжатие через 1 сутки - 20,3 МПа.

Примеры приготовления и испытания составов 1-3 и 5-7, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному.

Раствор прототипа был приготовлен в лабораторных условиях согласно описанию и для него, также как описано в примере, были замерены технологические параметры.

Как видно из таблицы 2, заявляемый тампонажный раствор обладает ультранизкой водоотдачей (заявляемый 30,2 мл, а прототип 435,3 мл). Пластическая вязкость такого тампонажного раствора составляет 44,2 мПа·с, а прототипа 77,5 мПа·с. Увеличение содержания микрокремнезема повышает прочность камня на сжатие, однако увеличение его содержания свыше 10% по весу микроцемента обеспечивает раствору чрезмерно высокие показатели динамического напряжения сдвига, что нежелательно.

Предлагаемый тампонажный раствор позволяет повысить качество ответственных операций по ремонтному цементированию за счет ультранизкой водоотдачи тампонажного раствора и низких показателей реологии в сочетании с его высокой проникающей способностью и высокой прочностью цементного камня.

Таблица 1
Составы высокопроникающего тампонажного раствора
№ п/п Микроцемент ЦС БТРУО «Микро» Понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» Замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» Пеногаситель Микрокремне-зем Вода
Тесил-201 Полидефом Basopur DF5
(мас.ч. на 100 мас.ч. цемента)
1 100 0,25 0,50 0,10 - - - 70,0
2 100 0,50 1,75 0,20 - - - 75,0
3 100 0,75 3,00 0,30 - - - 80,0
4 100 0,50 1,75 0,20 - - 5,00 75,0
5 100 0,50 1,75 0,20 - - 10,0 75,0
6 100 0,50 1,75 - 0,20 - 5,00 75,0
7 100 0,50 1,75 - - 0,20 5,00 75,0
ПРОТОТИП
8 100 (цемент марки G) 0,42 (сульфацелл) 3,09 51,5
Таблица 2
Свойства составов высокопроникающего тампонажного раствора, представленных таблице 1.
№ состава из таблицы 1 Плотность, г/см3 Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, дПа Водотдача, см3 за 30 мин Время загустевания до 70 Bс, чч:мм Прочность на сжатие, МПа, 1 сут
Расчетная Замеренная
1 1,67 1,67 156,0 403 50,5 01:00 13,1
2 1,64 1,64 38,2 24 29,5 02:10 12,2
3 1,60 1,60 62,5 46 19,5 06:45 11,5
4 1,64 1,64 44,2 161 30,2 04:10 20,3
5 1,65 1,65 63,0 357 35,3 04:30 23,2
6 1,64 1,64 43,9 158 30,1 04:10 20,6
7 1,64 1,64 43,7 155 30,0 04:15 19,9
ПРОТОТИП
8 1,82 1,82 77,5 17,1 435,3 03:10 20,4

Источники информации

1. Патент RU 2085702 C1, E21B 33/138, опубликовано 27.07.1997 г. - аналог.

2. Патент RU 2322471 C1, C09K 8/467, опубликовано 20.04.2008 г. - прототип.

Тампонажный раствор, содержащий вяжущее, понизитель фильтрации - гидроксиэтилцеллюлозу, микрокремнезем и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ», представляющий собой смесь органических серосодержащих веществ и минеральных добавок, и кремнийорганический пеногаситель, в качестве которого используется «Тесил 201» или «Полидефом», или «Basopur DF5», а в качестве вяжущего содержит цементную смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, в качестве гидроксиэтилцеллюлозы - реагент «ПФ-ВМЦ», при следующем соотношении компонентов, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»:

Понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75
Замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00
Микрокремнезем МК-85 0,00-10,0
Пеногаситель 0,10-0,30
Вода пресная 70,0-80,0



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров.

Изобретение относится к области порошковой металлургии, в частности к способам активации горения дисперсных порошков алюминия, которые могут быть использованы в различных областях промышленности.
Изобретение относится к пенообразующим водным композициям, применяемым для кондиционирования грунта при проходке тоннелей с использованием тоннелепроходческих машин.

Изобретение относится к способу получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения воды.

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.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

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. В способе изготовления керамического проппанта, включающем подготовку исходной шихты, помол, формирование гранул - грануляцию, их сушку, обжиг и обработку поверхности гранул реагентом, в шихту при помоле дополнительно вводят спекающую добавку - водонерастворимое вещество и при грануляции - растворенную в жидкости для грануляции порообразующую добавку - водорастворимую соль минеральной кислоты, спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,1-1,5, спекающая добавка 0,1-2,0, а указанную обработку осуществляют путем капиллярной пропитки пористой оболочки гранул раствором реагента. Технический результат - упрощение технологии изготовления проппанта с нанесенным на его поверхность реагентом при сохранении прочности. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил., 1 пр.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.
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), преимущественно для добычи трудноизвлекаемых сланцевых углеводородов. Способ включает помол предварительно подготовленной исходной шихты на основе природного кварцполевошпатного песка и серпентинита, ее гранулирование и обжиг, во время помола в шихту дополнительно вводят легкоплавкую красножгущуюся глину при следующем соотношении компонентов, мас.%: кварцполевошпатный песок 70-90, серпентинит 5-15, красножгущаяся глина 5-15, причем глину предварительно высушивают при температуре 200-400°С, а обжиг гранул осуществляют при температуре 1100-1200°С. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение прочности проппанта. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания. Способ обработки подземной формации включает получение жидкости для обработки, включающее смешивание водной базовой жидкости и сшиваемого загущающего органического полимера, растворимого в водной базовой жидкости, гидратирование жидкости для обработки, получение сшивающей композиции на основе бората, содержащей боратный сшивающий агент, имеющий указанную выше растворимость; получение раствора модификатора сшивания, содержащего 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания; смешивание сшивающей композиции и раствора модификатора сшивания; добавление этой смешанной композиции к гидратированной жидкости и доставку жидкости для обработки в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля сшивания при меняющихся рН и в широком интервале температур в формации. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 пр., 13 табл.
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. Способ изготовления магнезиальнокварцевого проппанта включает подготовку шихты, ее мокрый помол, грануляцию и обжиг гранул. Мокрый помол материала осуществляют в шаровой мельнице, загруженной смесью металлических мелющих тел и мелющих тел, изготовленных из шихты, используемой для производства указанного магнезиальнокварцевого проппанта, при следующем соотношении компонентов загрузки, мас.%: металлические мелющие тела 37-55, измельчаемый материал 26-30, магнезиальнокварцевые мелющие тела 37-15, при этом коэффициент заполнения мельницы составляет 0,48-0,55. Технический результат изобретения - снижение разрушаемости гранул проппанта за счёт улучшения качества помола шихты. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, конкретно к способам получения материалов, применяемым при креплении нефтяных и газовых скважин. Технической задачей настоящего изобретения является повышение степени сцепления волокон с цементной матрицей, что позволяет в полной мере использовать преимущества дисперсно-армированных композитов. В способе получения дисперсно-армированного тампонажного материала, содержащего минеральное вяжущее, воду затворения и волокнистую модифицирующую добавку, свернутую в клубок и смешиваемую с минеральным вяжущим в сухом виде, включающем затворение водой полученной сухой смеси вяжущего и волокнистой добавки, в качестве вяжущего используют портландцемент, каждое волокно модифицирующей добавки имеет на концах утолщения гантельного типа или к концам волокна под углом 30-90° присоединены волокна длиной до 1/3 длины основной добавки. 1 ил., 5 пр.

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

Изобретение относится к 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. В способе изготовления керамического проппанта, включающем помол исходной шихты, формирование гранул и их обжиг, обжиг производят в две стадии, на первой стадии производят предварительный обжиг гранул проппанта - сырца при температуре 700-950°C, после чего производят обработку обожженных гранул насыщенным водным раствором неорганической соли лития или калия, или натрия или их смесей, а на второй стадии производят окончательный спекающий обжиг гранул для получения проппанта максимально возможной прочности. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - увеличение растворимости в кислотах при использовании кислотной обработки. 3 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 пр., 5 табл.
Изобретения относятся к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение высоких ингибирующих и низких диспергирующих свойств бурового раствора, низкой водоотдачи, предотвращающих осыпи и обвалы, снижение увлажняющей способности раствора. Предложен буровой раствор на водной основе следующего состава, в кг/м3: структурообразователь Основа Медиум Б 10-40; KОН 0,05-0,3; регулятор реологии Поликсан 1,5-4,0; регулятор фильтрации раствора Оснопак НО 0,8-3,0; регулятор реологии и фильтрации Оснопак ВО 0,5-1,0; регулятор фильтрации Амилор Р-122 12-30; регулятор рН, ингибитор набухания известь гашеная 2-5; Ингибитор набухания гипс 15-18; Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103 1,0-3,0; кольматант утяжелитель УМС-100 40-200; техническая вода остальное до куба, и способ получения бурового раствора. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх