Способ получения дисперсно-армированного тампонажного материала


 


Владельцы патента RU 2515454:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

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 нефтегазовой отрасли, конкретно, к способам получения материалов, применяемым при креплении нефтяных и газовых скважин.

Для крепления нефтяных и газовых скважин в качестве вяжущего наиболее эффективным материалом является тампонажный портландцемент, образующий при смешении с водой тампонажный раствор, который закачивается в скважину и после твердения превращается в цементный камень.

Для получения тампонажных материалов вяжущие вещества модифицируют с целью придания им специальных свойств. В частности, используют облегчающие или утяжеляющие добавки и т.д. (см. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е издание, М.: Недра, 1987. С.106-107, 122-123)

Наиболее существенным недостатком цемента как тампонажного материала является его низкая трещиностойкость, приводящая к нарушению целостности крепи скважин при работах внутри обсадной колонны. При этом возможно появление межколонных давлений, межпластовых перетоков и других осложнений.

Для повышения трещиностойкости материалов известно применение композитных тампонажных материалов, получаемых, в частности, применением добавок, имеющих волокнистое строение (см. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е издание, М.: Недра, 1987. С.194-195).

Дисперсная структура приводит к тому, что произвольно ориентированные по всему объему композита отрезки волокон при достаточной равномерности распределения и определенном количестве более эффективно воспринимают и перераспределяют часть нагрузки практически любого направления.

При получении дисперсно-армированных тампонажных материалов в качестве армирующих добавок используют волокна трех типов: искусственные (нейлон, полипропилен, полиэтилен и др.), минеральные (шлаковые, кварцевые, асбестовые, базальтовые и др.), а также органические (хлопок и др.) (патент РФ №2281309, C09K 8/467 «Дисперсно-армированный тампонажный материал», патент РФ №2337124, C09K 8/467 «Базовая основа тампонажного раствора для цементирования скважин», патент РФ №2270327, E21B 33/13 «Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин»).

Известно также получение дисперсно-армированных тампонажных материалов добавкой асбеста 7 сорта (см. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е издание, М.: Недра, 1987. С.144-145).

Недостатком указанных тампонажных материалов является низкая прочность волокон, плохая адгезия или канцерогенность.

Известен способ получения тампонажного материала, включающего минеральное вяжущее, воду затворения и волокнистую модифицирующую добавку, смешиваемую с минеральным вяжущим в сухом виде (патент РФ №2191690, B28C 5/40 «Способ приготовления дисперсно-армированного строительного раствора»).

Недостатком указанного тампонажного материала является сложность его приготовления, возникающая из-за того, что волокнистая модифицирующая добавка забивает отверстия узлов приготовления у цементировочных агрегатов и не обеспечивает равномерность состава получаемого тампонажного раствора.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому дисперсно-армированному тампонажному материалу является тампонажный материал, включающий минеральное вяжущее, воду затворения и волокнистую модифицирующую добавку, смешиваемую с минеральным вяжущим в сухом виде, причем каждое волокно модифицирующей добавки свернуто в клубок, разворачивающийся при смешении тампонажного раствора с жидкостью затворения (патент РФ №2396300, С09К 8/467).

Недостатком указанных тампонажных материалов является низкая степень сцепления волокон с цементной матрицей, что не позволяет в полной мере использовать преимущества дисперсно-армированных композитов.

Технической задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков.

Указанная задача достигается тем, что в известном способе получения тампонажного материала, содержащего минеральное вяжущее, воду затворения и волокнистую модифицирующую добавку, каждое волокно которой свернуто в клубок, и смешиваемую с минеральным вяжущим в сухом виде, включающем затворение водой полученной сухой смеси вяжущего и волокнистой добавки, согласно изобретению в качестве минерального 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.

Сущность изобретения заключается в следующем. Волокнистая модифицирующая добавка специально изготавливается таким образом, чтобы ее концы имели утолщения или в процессе изготовления на концах добавки поперек ее оси прикрепляются волокна. Затем добавка подвергается специальной химической обработке или она имеет химико-минералогический состав, обеспечивающий ее сворачивание в клубок в сухом виде. При этом ее диаметр становится в 10-20 раз меньше линейных размеров добавки. Поэтому при приготовлении тампонажного раствора в любых смесителях не происходит забивания отверстий для подачи цемента, а также добавка не наматывается на лопасти мешалок и не комкуется. После смешения с жидкостью затворения под действием расклинивающего действия молекул воды силы адгезии, удерживающие волокнистую добавку в свернутом состоянии, ослабляются, и добавка, расправляясь, принимает форму нитей или волокон, имеющих на своих концах утолщения или поперечные волокна.

Поскольку расправление нитей происходит уже после приготовления тампонажного раствора, в период его закачки и продавки, то волокна добавки не будут мешать процессу приготовления раствора. В процессе закачки цементного раствора добавка равномерно распределяется по объему раствора.

После затвердевания цементного раствора утолщения или поперечные волокна прочно сцепляются с цементной матрицей. Обычные волокна при создании изгибающей или растягивающей нагрузки на цементный камень могут вырываться из цементной матрицы.

На фигуре показан образец цементного камня с вырванными из него волокнами при испытании на изгиб.

Поскольку цементный камень плохо сопротивляется изгибающим и растягивающим напряжениям, то дисперсно-армирующая добавка не увеличила сопротивляемость цементного камня рассматриваемым напряжениям.

Добавка согласно предлагаемому изобретению не будет вырываться из цементного камня, поскольку утолщения или поперечные волокна будут играть роль анкеров, удерживающих волокнистую добавку в цементном камне. В конечном итоге, прочность цементного камня на изгиб, разрыв и удароустойчивость будет возрастать, поскольку разрушение камня будет происходить только после разрыва волокон.

Увеличение длины поперечных волокон более 1/3 длины основной добавки приводит к скручиванию поперечных и основных волокон, ухудшению их разворачивания при смешении с жидкостью затворения.

Уменьшение угла между основной добавкой и поперечной менее 30° приводит к тому, что поперечная добавка при растяжении скользит вслед за основной при ее вырывании из цементного камня.

В научно-технической литературе известно применение волокнистых армирующих добавок, в том числе и предварительно свернутых в клубок, разворачивающийся после затворения цементного раствора, приведенных в качестве аналогов и прототипа. Однако из научно-технической литературы не известно применение предварительно свернутых в клубок добавок, имеющих на концах утолщения или поперечно прикрепленные волокна. Это свидетельствует о соответствии предлагаемого изобретения критерию «изобретательский уровень».

Для проверки эффективности применения добавок с гантельными утолщениями и поперечными волокнами были проведены специальные эксперименты, моделирующие работу дисперсно-армированного тампонажного материала.

Для этого были приготовлены три пробы раствора из тампонажного материала из портландцемента ПЦТ-1-50 с водоцементным отношением 0,5, из которых изготавливались образцы-балочки размером 4×4×16 см, вместе твердевшие в течение 2 суток при температуре 20°С.

Первая проба цемента была без добавок.

Вторая проба цемента содержала 0,1% волокнистого наполнителя из кордового волокна длиной 15-20 мм, при этом на обоих концах волокон были завязаны узлы, моделирующие утолщения гантельного типа. Волокна были свернуты в клубки, в которых волокна закреплялись клеем.

Третья проба содержала 0,1% волокнистого наполнителя из кордового волокна длиной 15-20 мм, при этом на обоих концах волокон под углом 30-90° были привязаны проволочки из кордового волокна длиной 5 мм, моделирующие поперечные волокна. Волокна были свернуты в клубки, в которых волокна закреплялись клеем.

Также были проведены эксперименты со специально изготовленной полиамидной фиброй длиной 8-10 мм, имеющей утолщения на концах диаметром 1,5-2,0 мм (проба 4), и полиамидной фиброй, имеющей на концах поперечные перекладины из полиамидной фибры длиной 2-3 мм (проба 5). Оба вида полиамидной фибры были свернуты в клубки, в которых волокна закреплялись клеем.

При испытании на изгиб были получены следующие результаты:

- проба 1-3,1 МПа;

- проба 2-5,3 МПа;

- проба 3-5,7 МПа;

- проба 4-4,8 МПа;

- проба 5-5,0 МПа.

Указанные примеры реализации способа показывают на соответствие предлагаемого изобретения критерию «промышленная применимость», кроме того, эксперименты показали, что вид волокна в данном случае не имеет принципиального значения для достижения результата.

Способ 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, включающий затворение водой полученной сухой смеси вяжущего и волокнистой добавки, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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.
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.

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.

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.
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.

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 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.

Раскрыта совокупность керамических частиц, содержащая множество отдельных сыпучих частиц, которая может использоваться в самых разных промышленных процессах и продуктах, включая, например, абразивные среды, как зернистое покрытие для кровельного гонта на основе битума, как фильтрующая среда для жидкостей, как заменитель песка в процессах литья по выплавляемым моделям и как пропанты при бурильных работах с погружным пневмоударником, в которых керамические частицы могут именоваться пропантами. Это множество имеет полную массу и гранулометрический состав частиц. Эффективная ширина гранулометрического состава превышает 100 микронов и содержит три прилегающие и неперекрывающиеся области, включающие первую область, вторую область и третью область. Первая область прилегает ко второй области, а вторая область прилегает к третьей области. Ширина второй области составляет по меньшей мере 25% эффективной ширины. Масса частиц во второй области не превышает 15% полной массы множества частиц. Масса частиц в первой области и третьей области каждая превышает массу частиц во второй области. Технический результат заключается в совокупности частиц, обладающих определенными характеристиками для повышения сопротивления к раздавливанию, удельной проводимости и стойкости к осаждению при одновременном снижении стоимости производства для предприятия изготовителя керамических частиц. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способу связывания немонолитных оксидных неорганических материалов отверждаемыми композициями, а также к отвержденным композициям, которые могут быть получены указанным способом. Способ заключается в осуществлении контакта неорганических материалов с отверждаемой композицией, содержащей, по меньшей мере, одну отверждаемую этерифицированную карбамидо-формальдегидную смолу, содержащую определенные структурные единицы, с последующим термическим отверждением смолы. Причем количество отверждаемой композиции составляет от 0,5 до 60 мас.% в пересчете на неорганические материалы и отверждение осуществляют при температуре от более 0 до 280°С. Полученные отвержденные композиции обладают улучшенными физико-механическими характеристиками. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 табл.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает введение гелеобразующей жидкости для обработки в, по меньшей мере, часть подземного пласта и выдерживание гелеобразующей жидкости для образования геля в подземном пласте. При этом гелеобразующая жидкость содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования. Причем базовый полимер содержит акриламидное мономерное звено. Модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль и уменьшает время гелеобразования жидкости для обработки. Органический сшивающий агент может содержать полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразования. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением. Способ получения акрилового реагента заключается в том, что гидролизуют влажные отходы волокна Нитрон в растворе натра едкого с добавлением в реакционную смесь технических лигносульфонатов в течение 2-2,5 ч при температуре 95-100°С. При этом соотношение компонентов следующее: влажные отходы волокна Нитрон, в пересчете на абсолютно сухое волокно - 7-8 мас.%, натр едкий - 6-7,5 мас.%, лигносульфонаты, в пересчете на сухое вещество - 5-6 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности ограничения притоков вод в нефтяном пласте. 1 ил., 2 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают коллоидно-дисперсную систему - КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и рН 6,70-8,75 одновременным дозированием 0,5-10%-ного раствора соли алюминия и 1,0-20%-ного раствора щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1-6,0, вода - остальное, перемешивают указанные растворы с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в пласт в непрерывном режиме до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта по другому варианту, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и pH 6,70-8,75 одновременным дозированием порошкообразных реагентов соли алюминия и щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1 - 6,0, вода - остальное, перемешивают указанные компоненты с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в непрерывном режиме в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 47 пр.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе производства проппанта, включающем подготовку исходного алюмосиликатного сырья, его помол со спекающей добавкой, гранулирование шихты в смесителе-грануляторе с добавлением 3% водного раствора органического связующего, сушку, обжиг и рассев обожженных гранул, в качестве указанной спекающей добавки используют ферромарганец и/или силикомарганец в суммарном количестве 0,1-7,0 мас.% от массы исходного алюмосиликатного сырья при массовом соотношении ферромарганец: силикомарганец, равном (0-1,0):(1,0-0). Проппант, используемый при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта, полученный в виде гранул с пикнометрической плотностью 1,8-3,2 г/см3 и размерами 0,2-4,0 мм из смеси исходного алюмосиликатного сырья, 3% водного раствора органического связующего и спекающей добавки, где в качестве спекающей добавки используют ферромарганец и/или силикомарганец в суммарном количестве 0,1-7,0 мас.% от массы исходного алюмосиликатного сырья при массовом соотношении ферромарганец: силикомарганец равно (0-1,0):(1,0-0). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение плотности спеченных керамических проппантов при сохранении их прочности. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 35 пр., 1 табл.

Изобретения могут быть использованы в области химии, а также в области обработки подземных формаций. Способ включает стадии обеспечения материала, содержащего бор, выбранного из группы, состоящей из улексита, пробертита, кернита и их смесей, введения материала, содержащего бор, в предварительно нагретую до температуры от 426,7 °С до 537,8 °С печь, а также его нагревание от примерно 5 мин до примерно 120 мин, удаления материала, содержащего бор, из печи и охлаждения его до комнатной температуры. Получен продукт с содержанием бора в пределах от 20% до 40% и временем сшивания, определенным по методу Vortex Closure Test, которое составляет от 35% до 95% в расчете на время сшивания с применением исходного материала, или увеличенным временем сшивания от 45% до 90% по сравнению с временем сшивания исходного материала. Полученный продукт используют в качестве сшивающего агента для получения жидкости для осуществления разрыва подземных формаций. Изобретения позволяют обеспечить быструю и эффективную сушку соединений, содержащих бор, с получением соединений, которые характеризуются содержанием доступного бора, превышающим 10 вес.%, и уменьшением времени сшивки, а также стойкостью к поглощению влаги.4 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 прим.
Наверх