Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения

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.

 

Изобретение относится к области нефтехимии, производству ингибированных систем буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин, а именно ингибирующего алюмогипсокалиевого бурового раствора и способу его получения.

В практике бурения применяют буровые растворы на водной (техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы), углеводородной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) и аэрированных основах, (см. Википедия - Интернет-энциклопедия

http://m.wikipedia.org/wiki/%C1%F3%F0%EE%E2%EE%E9%F0%E0%F1% F2%E2%EE%F0, 10.01.2012).

При бурении в хемогенных отложениях применяют соленасыщенные глинистые растворы, гидрогели, в случае возможного осыпания и оползней стенок скважины - ингибированные растворы, при воздействии высоких температур - термостойкие глинистые растворы и растворы на углеводородной основе, которые эффективны также при вскрытии продуктивных пластов и при разбуривании терригенных и хемогенных неустойчивых пород.

При бурении в условиях, характеризующихся аномально высокими давлениями, применяют утяжеленные буровые растворы, в неосложненных условиях - техническую воду, полимерные безглинистые и полимер-глинистые растворы с низким содержанием твердой фазы (см. http://www.mramor-m.ru/informatsionnie-stati/burovie-rastvori-klassifikatsiya).

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото.

Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде. Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется высокое качество.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшим качеством с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния со щелочью NaOH или Ca(OH)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Mg(OH)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Известно применение для вскрытия продуктивных пластов и бурения оценочных скважин растворов на нефтяной основе (РНО) и известково-битумных растворов (ИБР). РНО и ИБР имеют в составе дизельное топливо, высокоокисленный битум, синтетическую жирную кислоту (СЖК), каустическую соду (NaOH), поверхностно-активные вещества типа сульфонол, СМАД и др. Отличие их заключается в том, что ЦБР содержит активную известь [Рязанов А.Я. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979, с.54].

Недостатком данных растворов являются большие затраты времени на операции, связанные с разогревом и растворением битума в дизельном топливе. Как показывает практика, на приготовление раствора на углеводородной основе (РУО) с использованием высокоокисленного битума в объеме 150 м3 на скважинах затрачивается 10-12 суток. Из этого времени около 80% расходуется на растворение битума.

Известен раствор [А.с. СССР 1516486 А1, С09K 7/06, 1989], включающий нефть или дизельное топливо, органофильный бентонит на основе алкилбензилдиметиламмоний хлорида, шинный регенерат, получаемый термическим методом при восстановлении автомобильных покрышек, барит. Ингредиенты взяты в следующем соотношении, мас.%:

Нефть или дизельное топливо - 54,0-56,0

Органофильный бентонит на основе

алкилбензилдиметиламмоний хлорида - 6,5-7,0

Шинный регенерат, получаемый термическим методом при восстановлении автомобильных покрышек - 3,0-5,0

Барит ВаSO4 - остальное.

Данный раствор имеет следующие недостатки:

- растворение шинного регенерата в дизельном топливе трудоемкий и технологически сложный процесс, так как операция растворения при одновременном перемешивании должна проводиться при температуре 250°С? и проводить эти операции в промысловых условиях очень трудно;

- органофильная глина очень дорогой реагент.

Описан буровой раствор на углеводородной основе [А.с. СССР 1263705, С09K 7/06, 1986], содержащий, мас.%:

дизельное топливо 34-75,

синтетические жирные кислоты СЖК 0,5-3,0,

глинопорошок 1-10,

полиорганоалкоксисиланы и силоксаны 3-8,

каустическую соду 0,1-0,2,

утяжелитель - барит остальное.

Описан композиционный реагент для буровых растворов [RU 2186083 С2, 27.07.2002], обладающий многофункциональными свойствами: термостойкостью, стойкостью к поливалентным катионам понизителя фильтрации, в то же время улучшающий его смазочные и противоизносные свойства. Композиционный реагент для буровых растворов включает этилсиликонат натрия ГКЖ-10, дополнительно содержит карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу (КМОЭЦ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМОЭЦ 50-65; ГКЖ-10 30-50.

В [RU 2424269, 20.07.2011] предложен эмульсионный раствор на углеводородной основе, обеспечивающий снижение диспергируемости выбуренного глинистого шлама и улучшение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта при первичном вскрытии и глушении скважин. Эмульсионный раствор на углеводородной основе содержит, мас.%:

дизельное топливо 14,98-84,55,

органофильный бентонит 0,39÷4,26,

«Эмульгатор МР» 0,83-2,38,

«Гидрофобизатор АБР» 0,015-0,73,

минерализованную хлоридом калия, или натрия, или кальция водную фазу 1,5-36,73,

20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А 0,33-3,81,

окись кальция 0,39-2,38,

минеральный наполнитель - мел или барит остальное.

Описан буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов [RU 2233860 С2, 10.08.2004], содержащий акриловый полимер, коллоидный структурообразователь, кольматант и воду, содержит в качестве кольматанта резиновую крошку, модифицированную нефтью или ее производными при содержании: резиновая крошка 27%, нефть или ее производные 73%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

акриловый полимер 0,6;

коллоидный структурообразователь 3;

указанная резиновая крошка 1;

вода - остальное.

Известен буровой раствор на водной основе [RU 2009147001 А, 27.06.2011], содержащий воду, бентонит и добавку, в качестве которой используют отходы производства моющих средств как высокоэффективный ПАВ при следующем массовом соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит 5-15

Стабилизатор 0,5-1,5

Высокоэффективный ПАВ 0,1-0,5

Вода Остальное

Предложенный буровой раствор обеспечивает качественное вскрытие продуктивного пласта и сохранение его естественной проницаемости.

Для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин, используют гетерогенные ингибирующие буровые растворы. Основными разновидностями ингибирующих буровых растворов являются известковые, гипсоизвестковые, хлоркалиевые, гипсокалиевые, хлоркальциевые, малосиликатные, алюмокалиевые (см. tsogu.ru>media/files/2009/12_02…2008-10-15.doc).

Алюминатные растворы - это буровые глинистые промывочные растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку - высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами. Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких забойных температур. В качестве резерва стабилизатора используют только сульфит-спиртовую барду (далее ССБ), применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (далее АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Для приготовления алюминатного глинистого раствора используют черкасский немодифицированный бентонит или другую кальциевую глину. Преимущество АлГР, приготовленного из кальциевых глин, по сравнению с раствором из натриевых глин следующее: при равном расходе реагентов он имеет меньшие значения показателя фильтрации, вязкости и статического напряжения сдвига (далее СНС).

Порядок приготовления АлГР следующий: в воду, содержащую необходимое количество ССБ, добавляют глину, затем вводят алюминат натрия; в связи с недостаточным выпуском алюмината натрия возможна его замена алюминатом кальция, в качестве которого используют глиноземистый или гипсоглиноземистый цемент.

Известковые растворы представляют собой сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание, вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

В отличие от алюминатных, известковые растворы ограниченно солестойки (до 5% по NaCl).

Основной недостаток известковых растворов - невысокая термостойкость (100-120°С).

Безглинистые солестойкие растворы (далее БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды, гидроксида поливалентного металла;

применяются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ - гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора.

Крепящий эффект раствора БСК лучше проявляется при достаточно высокой концентрации каустической соды (не менее 0,2%) и избытке в жидкости нерастворенного гидроксида двухвалентного металла - Са(ОН)2, Ва(ОН)3 и др.

Недостатки этих растворов - низкая термостойкость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Кальциевые растворы - ингибирующие глинистые промывочные растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества - носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Гипсоизвестковый раствор - ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Добавка гипса (алебастра) в раствор составляет 20-25 кг/м3. Содержание растворимого кальция зависит от качества гипса, используемых лигносульфонатов, рН бурового раствора и может быть в пределах 70-3000 мг/л.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160°С).

Хлоркальциевый раствор (далее ХКР) - ингибирующий кальциевый раствор, содержащий в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция.

Установлено, что оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3000-5000 мг/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений.

Вследствие отсутствия эффективных кальциестойких реагентов термостойкость его ограничена (100°С).

Калиевые буровые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН 9-10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений и глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами: хлоркалиевые растворы, калиево-гипсовые растворы, калиевый глинистый буровой раствор, ингибирущий калиевый раствор на основе лигносульфонатов, высокоингибирующий калиевый раствор на основе гуматов (ВИКР), ингибирующий калиевый буровой раствор ИКСИЛ, высокоингибирующий буровой раствор ИКГЛИК.

Среди ингибирующих буровых растворов особое место занимают растворы, обработанные солями трехвалентных металлов, одним из наиболее эффективных среди них является алюмокалиевый раствор. В качестве ингибирующей добавки он содержит алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия и бихромат натрия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений (tsogu.ru>media/files/2009/12_02…2008-10.15.doc).

Наиболее близким по составу к заявляемому является буровой раствор с использованием в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевых квасцов

(cм.http://www.mirrico.ru/press/articles/index.php?ELEMENT ID=1470).

Образующаяся в растворе гидроокись алюминия, адсорбируясь на выбуренной породе, препятствует ее переходу в буровой раствор. Попадая в трещины и поры, гидроокись алюминия закупоривает их, уменьшая обводнение пластов и укрепляя стенки скважины. Кроме того, ингибирующий эффект достигается вследствие блокирования катионами калия гексагональной структуры глинистых минералов и уменьшения их гидратации. В качестве носителей катионов кальция использован гипс и гидроокись кальция (известь гашеная). Добавка гипса составляет 20-25 кг/м3. Содержание катионов кальция зависит от качества гипса, рН бурового раствора и составляет 700-3000 мг/л. При этом катионы кальция уменьшают гидратацию глинистых минералов, а известь, адсорбируясь на частицах выбуренной породы, снижает их активность. Для поддержания рН раствора на уровне 8,5-9,5 добавляют KОН и известь.

Все вышеуказанные буровые растворы, как и прототип, кроме отмеченных недостатков, недостаточно эффективны при бурении таких типов горных пород, как песчаники, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов, характеризующихся неустойчивостью вследствие поглощения разбуриваемыми породами буровых растворов, набухания глин и возникновения осыпей, обвалов, сопровождающихся прихватами бурильного инструмента.

Задачей изобретения является создание нового бурового раствора, способствующего строительству ствола скважин на неустойчивых грунтах, сложенных из глинисто-аргиллитовых отложений, песчаников и карбонатных пород с включениями гипсов и ангидритов, без осложнений в виде осыпей и обвалов и аварий, что приведет к значительному снижению материальных затрат при строительстве ствола скважины.

Технический результат изобретения заключается в обеспечении высоких ингибирующих и низких диспергирующих свойств предлагаемого бурового раствора, низкой водоотдачи, предотвращающих осыпи и обвалы, снижения увлажняющейся способности раствора.

Задача решается составом бурового раствора, в котором, как и в прототипе, в качестве ингибирующей добавки взяты алюмокалиевые квасцы, а также гипс и гидроокись кальция (известь гашеная), которая использована, кроме того, в качестве регулятора рН совместно с гидроокисью калия. Отличием от прототипа является следующее. В качестве алюмокалиевых квасцов взят AlgypoDS-103, дополнительно введены структурообразователь, регулятор реологии, регулятор фильтрации, кольматант-утяжелитель. В качестве структурообразователя взят компонент Основа Медиум Б, в качестве регулятора реологии Поликсан, Оснопак ВО, работающие совместно друг с другом, в качестве регулятора фильтрации Оснопак НО, Амилор 122 и Оснопак ВО, в качестве кольматанта-утяжелителя - УМС-100 (СаСО3), который одновременно увеличивает плотность бурового раствора и выполняет функцию кольматанта. рН раствора составляет 9,0-10,5, плотность 1060-1250 кг/м3, условная вязкость 35-75 сек, при этом общий качественный и количественный состав бурового раствора представлен следующими компонентами, в кг на кубический метр:

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 2-5
гашеная
Ингибитор набухания Гипс 15-18
Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103 1,0-3,0
Кольматант утяжелитель УМС-100 (СаСО3) 40,0-200
Техническая вода Остальное до куба

Дополнительно можно ввести другие компоненты в буровой раствор в качестве бактерицидной добавки, смазочной добавки, поглотителя сероводорода, диспергирующего агента, пеногасителя и пр.

Задача решается также способом получения заявляемого бурового раствора, включающего предварительное полное растворение перемешиванием в технической воде и последующее введение в воду в порядке указания (следования) следующих компонентов:

Структурообразователь Основа Медиум Б 10-40 кг/м3;

Регулятор реологии Поликсан 1,5-4,0 кг/м3 с интенсивностью ввода 25 кг за 5-10 мин;

Оснопак ВО 0,5-1,0 кг/м3 с интенсивностью ввода 25 кг за 5-10 мин;

Оснопак НО 0,8-3,0 кг/м3 с интенсивностью ввода 25 кг за 5-10 мин;

Амилор Р-122 12-30 кг/м3 с интенсивностью ввода 25 кг за 5-10 мин;

Известь, разведенная небольшим количеством воды (в виде «известкового молока»), в количестве 2-5 кг/м3 (для поддержания рН раствора в диапазоне 9-10,5);

Гипс, разведенный небольшим количеством воды, в количестве 15-18 кг/м3, с доведением рН бурового раствора до 9-10,5;

Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103, в количестве 1-3 кг/м3, с контролем рН бурового раствора и доведением его до значения 9-10,5, после их введения рН общего раствора доводят до 9-10,5 добавлением извести гашеной в пределах указанного количества;

Кольматант УМС в количестве, достаточном до доведения плотности бурового раствора до значения 1060-1250 кг/м3.

Сходные структурообразователи подобного рода есть и в других буровых растворах, у других производителей, но их использование приведет к тому, что свойства раствора могут измениться, что в свою очередь вызовет изменение дозировок как самой добавки, так и других компонентов раствора. Основа Медиум Б в указанном количестве позволит обеспечить совместно с другими компонентами требуемые свойства получаемого раствора.

Известно использование компонентов, отвечающих за реологические свойства раствора, однако совместное использование в качестве регуляторов реологии Поликсана, Оснопака ВО гарантирует конечный результат. По отдельности нужных реологических свойств не получить.

Регуляторы фильтрации Амилор Р-122, Оснопак НО, Оснопак ВО совместно дают хороший результат. При этом Оснопак ВО является одновременно и структурообразователем, и регулятором фильтрации.

В процессе получения бурового раствора указанного состава были использованы следующие компоненты:

Название компонента Наименование технической документации Производитель Химическая формула функция
Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103 ТУ 2458-031-63121839-2011 000«Промышленная химия» сложный состав Ингибитор набухания глин
Амилор Р-122 ТУ 2458-002-82330939-2009 000 «Миррико комплексное обеспечение» Модифициро- ванный крахмал Регулятор фильтрации бурового раствора
Гипс AlgypoDS-2 ГОСТ 125-79 000«Аракчинский гипс» Сульфат кальция Ингибитор набухания глин
Известь гашеная AlgypoDS-1 ГОСТ 9262-77 ОАО«Стройматериалы» Кальция гидроокись Регулятор рН Ингибитор набухания глин
Основа Медиум Б ТУ 2458-016-82330939-2009 000 «Миррико комплексное обеспечение» сложный состав Структуро образователь
Оснопак ВО ТУ 2231-011-63121839-2010 000«Промышленная химия» Карбоксиме-тилцеллюлоза Регулятор реологии и фильтрации
Оснопак НО ТУ 2231-011-63121839-2010 000«Промышленная химия» Карбоксиме-тилцеллюлоза Регулятор фильтрации бурового раствора
Поликсан ТУ 2458-017-82330939-2009 000 «Миррико комплексное обеспечение» Полисахарид В Регулятор реологии
УМС ТУ 2458-012-82330939-2009 000 «Миррико комплексное обеспечение» Карбонат кальция Кольматант- утяжелитель

Техническая вода, используемая при бурении, имела следующие характеристики:

Параметр Содержание
Общая жесткость, мг/л, не более 200
Соленость, мг/л 500
рН 6-8

При использовании такого состава раствора, полученного указанным способом, происходят следующие процессы:

1) в растворе образуется гидроокись алюминия, которая, адсорбируясь на выбуренной породе, препятствует ее переходу в буровой раствор. Попадая в трещины и поры, гидроокись алюминия закупоривает их, снижая обводнение пластов и укрепляя стенки скважины; известно использование алюмокалиевых квасцов; катионы калия блокируют гексагональную структуру глинистых минералов и снижают ее гидратацию; известно блокирование катионами калия структуры глинистых материалов

2) известь адсорбируется на частицах выбуренной породы, снижая их активность и увеличивая глиноемкость раствора.

Тем самым укрепляются стенки скважины, уменьшая их обвалы и разрушение, что свидетельствует об эффективности бурового раствора. Подобранный баланс реагентов позволяет поддерживать содержание кальция и щелочности на определенном уровне, и в растворе происходит образование комплексных гидроксосульфоалюминатов, которые как раз и определяют укрепляющие свойства бурового раствора по отношению к стенкам скважины.

В случае применения гипсовых типов растворов в присутствии растворенного ангидрита происходит «вымывание» магниевой составляющей доломита с последующим его разрушением, что может вызвать кавернообразование и неустойчивость стенок скважины. При использовании заявленного раствора подобных негативных процессов можно избежать благодаря наличию катионов алюминия, точнее, алюминатов, как в растворенной, так и в связанной, в виде алюмината кальция форме. Наличие алюминия позволяет образовывать в стенках скважины гидросульфоалюминаты кальция/магния и гидрокарбоалюминаты кальция/магния, которые образуют пространственную структуру внутри ангидрита/доломита, связывая при этом большое количество воды. Подобные процессы из уровня техники неизвестны и приводят к упрочнению стенки скважины, а также к уменьшению ее проницаемости. Кроме того, состав бурового раствора в связи с предъявляемыми к нему требованиями заказчиков очень сложный, и было трудно добиться баланса качественного и количественного состава, чтобы обеспечить требуемые свойства раствора и удовлетворить противоречивые требования заказчика. Этот баланс в заявляемом растворе обеспечен как самим составом, так и способом его получения, предписывающим определенную последовательность указанных выше операций.

Технология приготовления заявляемого бурового раствора заключается в следующем.

Для приготовления бурового раствора берут блок объемом 12-15 м3, оборудованный перемешивателем, вакуумной гидроворонкой, работающей от центробежного насоса, и дозировочной емкостью объемом 0,7 -1,0 м3, предназначенной для приготовления концентрированных жидких растворов из сухих химических реагентов для их добавления в буровой раствор.

В блок приготовления бурового раствора набирают пресной технической воды. Вводят компонент Основа Медиум Б из расчета 10-40 кг/м3, перемешивают в течение 60-120 минут для более полного диспергирования глины. Затем в приготавливаемый раствор через гидроворонку вводят последовательно следующие компоненты в перечисленном ниже порядке с интенсивностью ввода каждого полимерного компонента 25 кг за 5-10 мин для предотвращения наличия включений в виде свернутых неразбившихся комков полимеров:

Поликсан из расчета 1,5-4,0 кг/м3; ввод Поликсана контролируют по величине условной вязкости и динамическому напряжению сдвига (далее ДНС) приготавливаемого раствора;

Оснопак ВО из расчета 0,5-1,0 кг/м3;

Оснопак НО из расчета 0,8-3,0 кг/м3;

Амилор из расчета 12-30 кг/м3,

при этом для улучшения диспергирования каждый из полимеров рекомендуется предварительно перемешать с нейтральной технической водой, подготовленной для приготовления бурового раствора с исходным значением рН 6,5-7,0 в отдельной емкости.

Далее в приготовленный раствор сначала в минимальном количестве 2 кг/м3 вводят известь в виде «известкового молока», для чего реагент разводят небольшим количеством воды, раствор перемешивают в течение 20-30 мин до полного растворения компонента.

В приготавливаемый раствор вводят гипс из расчета (15-18 кг/м3), в виде водного высококонцентрированного раствора, для чего реагент разводят небольшим количеством воды, перемешивают раствор в течение 30 минут до полного растворения. Ввод гипса в раствор может привести к снижению рН, поэтому замеряют рН раствора и при необходимости регулируют его значение до 9-10,5 добавлением гашеной извести.

Далее в приготавливаемый раствор вводят алюмокалиевые квасцы в количестве 1-3 кг/м3, после чего снова замеряют рН раствора, который может снизиться; при необходимости рН регулируют дополнительным вводом извести до значения 9-10,5, перемешивают раствор в течение 30 минут до полного растворения квасцов.

Вводят в раствор кольматант УМС-100, регулируя плотность раствора до значения 1060-1300 кг/м3, перемешивают раствор в течение 10-15 минут для равномерного распределения утяжелителя по объему.

После этого замеряют параметры полученного бурового раствора и при необходимости проводят дообработку раствора соответствующими реагентами в указанном выше порядке для регулирования реологических параметров, фильтрационных свойств и т.п.

Реологические параметры регулируют вводом полимеров Поликсан и Оснопак ВО.

Медианный размер частиц (параметр d50) бурового раствора должен находиться в пределах 33÷100% от фактического или оцениваемого размера отверстий пор. Этот диапазон, равный 3:1, называемый «отношением кольматации», представляет собой наиболее эффективную смесь размеров частиц СаСО3 для быстрой кольматации песчаников коллектора.

Реологические, фильтрационные и ингибирующие свойства раствора оцениваются по стандартным методикам.

Параметры раствора замерялись согласно общепринятой буровыми компаниями книге Рязанова Я.А. «Энциклопедия по буровым растворам». Плотность определялась рычажными весами - плотномером, ВБР-1 - условная вязкость, пластическая вязкость, ДНС и СНС - на вискозиметре Farm или OFITE, статическое напряжение сдвига (СНС) - на приборе СНС-2, фильтрация - по ВМ-6 или по фильтр-прессу.

В Таблице 1 приведены конкретные составы примеров реализации буровых растворов. В Таблице 2 приведены параметры буровых растворов в соответствии с примерами составов из Таблицы 1.

Таким образом, как показывают примеры осуществления изобретения, заявляемый состав алюмогипсокалиевого бурового раствора AlgypoDS, полученный в соответствии с заявляемым способом, оптимально подходит для бурения следующих типов горных пород:

песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов, характеризующиеся неустойчивостью вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов; разбуривание их сопровождается осыпями, обвалами и поглощениями растворов, прихватами бурильного инструмента;

глины, поскольку разбуривание глин сопряжено с большими трудностями, вследствие их легкого перехода в раствор, увеличивающего содержание в нем твердой фазы; наибольшее влияние оказывает коллоидная составляющая разбуриваемых глин - буровые растворы должны обладать ингибирующими и недиспергирующими свойствами, а также низкой водоотдачей;

аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки - эти породы, имеющие пластинчатое строение, характеризуются неустойчивостью, склонностью к осыпям и обвалам; буровые растворы, применяемые при их разбуривании, должны обладать ингибирующими и недиспергирующими свойствами. Водоотдача растворов должна быть минимальной, так как возможны осыпи по границам напластования.

Таблица 1
Состав бурового раствора
Состав раствора Содержание, кг/м3
Прототип Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Пример 5 Пример 6
Основа Медиум Б - 10,0 20,0 20,0 30,0 20,0 40,0
KОН 0,03 0,05 0,2 0,25 0,3 0,25 0,3
Поликсан - 2,0 2,5 2,5 1,5 2,5 4,0
Оснопак НО - 0,8 1,0 1,0 2,0 1,0 3,0
Оснопак ВО - 0,5 1,0 1,0 0,5 1,0 1,0
Амилор Р-122 - 12,0 15,0 15,0 15,0 15,0 30,0
Алюмокалиевые квасцы 1,0
-AlgypoDS-103 - 1,0 1,5 3,0 2,0 3,0 3,0
Известь гашеная 0,7-3 кг/м3 2,0 2,0 2,0 3,0 2,0 5,0
Гипс 20-25 18,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0
УМС-100 - 40,0 140 60 150 70 200
Тех. вода Остальное до куба Остальное до куба Остальное до куба Остальное до куба Остальное до куба Остальное до куба Остальное до куба
Таблица 2
Параметры бурового раствора
Наименование параметров Значения параметров
Прототип Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Пример 5 Пример 6
Тип раствора На основе алюмокалиевых квасцов Algypo Algypo Algypo Algypo Algypo Algypo
Плотность, кг/м3 1050 1060 1110 1060 1140 1070 1250
Условная вязкость, с 34 35 43 69 61 51 75
ПВ, мПа·с 14,5 15,0 16,1 16,9 22,4 18,2 25,0
ДНС, дПа 70,4 75,0 96,5 160,8 106,2 112,9 182,5
СНС 10 с, дПа 18,0 20,5 30,1 46,6 29,1 29,6 47,4
СНС 10 мин, дПа 20,3 22,5 39,2 60,9 39,3 57,2 104,6
Фильтрация, АНИ/ВМ-6 7,5/6,5 7,5/6 6/5 5,5/5 7/5 6,4/5 5/4,5
Са++, мг/л 1100 1230 1240 1350 1280 1240 1440
рН 8,5-9,5 9,0 10,5 9,0 10,0 9,5 10,5
Корка, мм 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Песок, % об. 1,0 1,0 1,0 1.0 1,0 1,0 1,0
Примечание.
ПВ - пластическая вязкость
ДНС - динамическое напряжение сдвига
СНС - статическое напряжение сдвига
АНИ - значение фильтрации по американскому нефтяному институту, измеряется по фильтр-прессу
ВМ-6 - значение фильтрации по прибору ВМ-6.

1. Буровой раствор на водной основе следующего состава, 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

2. Способ получения бурового раствора, включающий предварительное полное растворение перемешиванием в технической воде сухих компонентов и последующее введение в техническую воду в порядке указания (следования) следующих компонентов в количестве в кг/м3:

Структурообразователь Основа Медиум Б 10-40
Регулятор реологии Поликсан 1,5-4,0
Регулятор фильтрации раствора Оснопак ВО 0,5-1,0
Регулятор реологии и фильтрации Оснопак НО 0,8-3,0
Регулятор фильтрации Амилор Р-122 12-30

Регулятор рН, ингибитор набухания Известь
гашеная 2-5
Ингибитор набухания Гипс 15-18
Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103 1-3
Кольматант утяжелитель 40-200,

причем щелочь KОН в состав вводят на разных этапах способа после замера рН раствора для поддержания его рН на уровне 9,5-10,5 в количестве 0,05-0,3 кг/м3, при необходимости известь гашеную дополнительно вводят после гипса для регулирования рН на уровне 9,5-10,5, полимерные компоненты Поликсан, Оснопак ВО, Оснопак НО, Амилор Р-122 вводят в приготавливаемый раствор со скоростью ввода 25 кг за 5-10 минут, а общее количество технической воды на указанное количество компонентов берут до куба.



 

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 - ГРП.

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.

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.
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.

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.
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов. Технический результат - совместимость растворов с пластовыми водами, отсутствие осадка при разбавлении растворов пластовыми водами, исключение необратимой кольматации пор пласта твердыми частицами, низкие кристаллизация и коррозия растворов, снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, масс.%: хлорид кальция 25,7-40,8; нитрат кальция 12,9-24,4; хлорид цинка 38,1-60,0; оксид цинка 0,3-0,7; тиосульфат натрия 0,1-0,7. 1 табл., 7 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины. Технический результат - повышение прочности кислоторастворимого тампонажного камня. Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня включает смешение микрокальцита с размером частиц 160-315 мкм с бездобавочным тампонажным портландцементом, добавление воздухововлекающей добавки «Аэропласт» в пресную воду и затворение смеси бездобавочного тампонажного портландцемента с микрокальцитом пресной водой с добавлением воздухововлекающей добавки «Аэропласт» при следующем соотношении компонентов: бездобавочный тампонажный портландцемент - 59,9-64,95 мас.ч.; микрокальцит - 35-40 мас.ч.; воздухововлекающая добавка «Аэропласт» - 0,05-0,1 мас.ч.; пресная вода - 50 мас.ч. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 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 кгм3: 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