Портландцемент тампонажный облегченный


 


Владельцы патента RU 2523588:

Общество с ограниченной ответственностью "Стройинвест" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород. Технический результат - уменьшение плотности тампонажного раствора, улучшение прочностных и адгезионных характеристик. Портландцемент тампонажный облегченный содержит тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку в виде водорастворимого полимера и облегчающий наполнитель. При этом водорастворимый полимер содержит анионный полиакриламид с молекулярной массой 18-20 млн Дальтон и степенью гидролиза 20-25%, сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой, а в качестве облегчающего наполнителя использованы алюмосиликатные полые микросферы или вспученный перлит при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент 70-85; алюмосиликатные полые микросферы 19,6-29,6 или вспученный перлит 14,6-24,6, анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 1 табл., 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Известен тампонажный материал, описанный в патенте РФ №2235857 по кл. МПК7 E21B 33/138, опубл. 10.09.2004 г.

Известный тампонажный материал включает портландцемент, расширяющуюся добавку, гипс, ускоритель твердения, пластификатор, в качестве расширяющейся добавки содержит, по крайней мере, одну добавку из группы: глиноземистый, сульфоалюминатный цемент, алюминатсодержащие отходы-шлаки от производства ферротитана, ферробора, вторичной переплавки алюминия, в качестве пластификатора -смесь триэтаноламина и кремнеземсодержащей добавки многофункционального действия - КМХ в соотношении от 1:1 до 1:10 и облегчающую добавку, в качестве которой используют алюмосиликатные микросферы, или микрокремнезем, или вспученный вермикулит, или вспученный перлит при следующем соотношении компонентов тампонажного материала, мас.%: расширяющаяся добавка 2-15; гипс 7-9; ускоритель твердения 2-8; указанный пластификатор 0,3-0,8; облегчающая добавка 3-10; портландцемент - остальное. В качестве ускорителя твердения тампонажный материал может содержать хлористую соль щелочного или щелочноземельного элементов. Известный тампонажный материал предназначен для цементирования нормальных температурных газонефтяных скважин.

Недостатком данного материала является низкое содержание облегчающей добавки, что приводит к высокой плотности (1450-1500 кг/м3) тампонажного раствора. Такая плотность может привести к гидроразрыву пласта, поглощению тампонажного раствора и его недоподъему при цементировании скважины, что в свою очередь отрицательно скажется на продуктивности скважины.

Наиболее близкой по технической сущности к заявляемому является облегченная тампонажная смесь, описанная в патенте РФ №2255205 по кл. МПК7 Е21 В 33/138, oпубл. 27.06.2005 г.).

Известная облегченная тампонажная смесь включает следующие компоненты, мас.%:

портландцемент тампонажный 72,7-81,0, облегчающий наполнитель в виде алюмосиликатных микросфер - 11,7-14,6, модифицирующие добавки в виде микрокремнезема конденсированного неуплотненного МК-85 в качестве понизителя скорости фильтрации - 4,9-9,7, и гранулированного хлорида кальция - 2,4-3,1.

Указанная смесь характеризуется повышенными прочностными характеристиками цементного камня и низкими показателями фильтрации, при этом минимально возможная плотность тампонажного раствора составляет 1350 кг/м, что недостаточно низко для крепления большего количества эксплуатационных колонн скважин, строящихся в условиях аномально-низкого пластового давления. Кроме того, указанный тампонажный состав формирует безусадочный камень с недостаточными адгезионными характеристиками вследствие отсутствия эффекта расширения.

Задачей заявляемого изобретения является уменьшение плотности тампонажного раствора, улучшение прочностных и адгезионных характеристик.

Поставленная задача решается тем, что портландцемент тампонажный облегченный содержит тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку и облегчающий наполнитель, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, модифицирующая добавка представляет собой водорастворимый полимер, включающий анионный полиакриламид и сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой, при следующем соотношении компонентов, масс.%: тампонажный портландцемент 70-85; облегчающий наполнитель- 14,6-29,6, анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2.

При этом в качестве облегчающей добавки могут быть использованы алюмосиликатные полые микросферы в количестве масс.%: 19,6-29,6 или вспученный перлит в количестве масс.%: 14,6-24,6.

Использование большего количества облегчающего наполнителя алюмосиликатных полых микросфер или вспученного перлита данного гранулометрического состава дает необходимую плотность цементного теста с сохранением необходимой прочности цементного камня, а применение в качестве модифицирующей добавки водорастворимого полимера из смеси анионного полиакриламида и сополимера акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой одновременно уменьшает водоотделение и увеличивает адгезионные характеристики смеси.

Технический результат - уменьшение плотности тампонажного раствора при сохранении прочности и адгезионных характеристик цементного камня.

Заявляемый облегченный тампонажный материал обладает новизной в сравнении с прототипом, отличаясь от него такими существенными признаками как использование в качестве модифицирующей добавки водорастворимого полимера, состоящего из анионного полиакриламида и сополимера акриловой кислоты с 2-акриламида-2-метилпропансульфокислотой. Применение в качестве облегчающего наполнителя алюмосиликатных полых микросфер или вспученного перлита при следующем соотношении компонентов, масс.%: тампонажный портландцемент 70-85;

алюмосиликатные полые микросферы - 19,6-29,6 или вспученный перлит - 14,6-24,6, анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2, обеспечивающими в совокупности достижение заданного результата.

Заявителю неизвестны технические решения, обладающие указанными отличительными признаками, обеспечивающими в совокупности достижение заданного технического результата, поэтому он считает, что заявляемый портландцемент тампонажный облегченный соответствует критерию «изобретательский уровень».

Заявляемый портландцемент тампонажный облегченный может найти широкое применение в области строительства нефтяных и газовых скважин, а потому соответствует критерию «промышленная применимость».

Заявляемый портландцемент тампонажный облегченный содержит тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку в виде водорастворимого полимера и облегчающий наполнитель. При этом водорастворимый полимер содержит анионный полиакриламид с молекулярной массой 18-20 млн Дальтон и степенью гидролиза 20-25%, сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой, а в качестве облегчающего наполнителя использованы алюмосиликатные полые микросферы или вспученный перлит при следующем соотношении компонентов, масс.%,: тампонажный портландцемент 70-85; алюмосиликатные полые микросферы - 19,6-29,6 или вспученный перлит 14,6-24,6, анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2.

В представленных ниже экспериментальных данных в портландцементе тампонажном облегченном использовали, в частности, портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50 по ГОСТ 1581-96. Алюмосиликатные полые микросферы выпускаются по ТУ 5734-007-82957590-2011 и представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 50-500 мкм, химический состав отражается формулой, мас.%: SiO2 55-65; Al2O3 20-30; Fe2O3 1,5-3,0; CaO 2-4; MgO 1-1,5; Na2O 0,5-1,2; K2O 0,4-2,5. Перлит вспученный выпускается по ГОСТ 10832-2009 и представляет собой легкий сыпучий порошок, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 40-500 мкм, химический состав отражается формулой, мас.%: SiO2 68-76; Al2O3 11-15; Fe2O3 0,5-2,0; CaO 0,5-1,5; Na2O 2-5; K2O 1,5-5. Водорастворимый полимер представляет собой органическую добавку, состоящую из анионного полиакриламида (молекулярная масса 18-20 млн. Дальтон и степенью гидролиза 20-25%) и сополимера акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой зарубежного производства (AA/AMPS).

Из полученного сухого портландцемента тампонажного облегченного готовят тампонажный раствор путем добавления воды. В процессе затворения материала добавляют пеногаситель - трибутилфосфат (ТБФ) ТУ 2435-305-05763458-2001, в количестве 0,05% от общего количества смеси.

На базе полученного портландцемента тампонажного облегченного (пример №1) был приготовлен тампонажный раствор и испытан при креплении двух эксплуатационных нефтяных скважин на Вать-Еганском и Тевлинско-Русскинском месторождениях Западной Сибири (интервал цементирования 0-2980 м). Цемент был поднят до проектной высоты без поглощений. Результаты контроля качества цементирования по обеим скважинам получены положительные.

Сравнительные данные свойств известного и предлагаемого состава приведены в таблице. Примеры №1, 2 - соответственно при использовании алюмосиликатных микросфер и вспученного перлита, пример №3 - по прототипу.

Как видно из представленных сравнительных экспериментальных данных (таблица), при одинаковом водоотделении и растекаемости, образующийся при затворении в обоих вариантах его выполнения цементное тесто обладает меньшей плотностью, при этом цементный камень обладает высокими значениями адгезией к ограничивающим поверхностям, а в примере №2 и большей прочностью.

Применение предлагаемого портландцемента тампонажного облегченного позволяет понизить плотность цементного теста до необходимого уровня, при этом повысить прочность цементного камня (пример №2) при высокой прочности сцепления с колонной и породой, и обеспечивает подъем тампонажного раствора по примеру №1 до проектной высоты.

В сравнении с прототипом заявляемый портландцемент тампонажный облегченный имеет меньшую плотность цементного теста при затворении (примеры №1, 2), при сохранении адгезионных характеристик и более высоких прочностных характеристик цементного камня (пример №2).

Таблица
Состав, мас.% Плотность, кг/м Растекаемость Прочность на изгиб через 2 сут, МПа Водоотделение, мл Адгезия ограничивающей поверхности, МПа
Предлагаемый облегченный тампонажный материал
Алюмосиликатные микросферы (пример №1) 1260 270 1,3 0 2,7
Вспученный перлит (пример №2) 1220 220 1,5 0 3,0
Известный облегченный тампонажный материал - прототип (пример №3)
Портландцемент - 72,7
Алюмосиликатные микросферы-14,5
Микрокремнезем МК - 85-9,7
Хлорид кальция - 3,1
1350 233 1,3 0 Нет данных

1. Портландцемент тампонажный облегченный, содержащий тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку и облегчающий наполнитель, отличающийся тем, что в качестве модифицирующей добавки использован водорастворимый полимер, включающий анионный полиакриламид с молекулярной массой 18-20 млн Дальтон и степенью гидролиза 20-25% и сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент 70-85; облегчающий наполнитель - 14,6-29,6; анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2.

2. Портландцемент тампонажный облегченный по п.1, отличающийся тем, что в качестве облегчающего наполнителя использованы алюмосиликатные полые микросферы в количестве мас.%: 19,6-29,6.

3. Портландцемент тампонажный облегченный по п.1, отличающийся тем, что в качестве облегчающего наполнителя использован вспученный перлит в количестве мас.%: 14,6-24,6.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70%, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из 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.
Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - проппантов, которые используются для удержания в открытом состоянии трещин в породах, образованных при закачке жидкости с проппантом в нефтяные, газовые и геотермальные скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет площадь поверхности, по меньшей мере, 30 м2 на литр (30000 м2/м3 или 0,03 м2/мл), определяемую как площадь поверхности ровных сфер эквивалентного объема, при этом флюид также включает газ, чтобы смачивать поверхность частиц и связывать их вместе в агломераты. Способ доставки зернистого материала под землю включает подачу под землю композиции флюида, включающего жидкость-носитель на водной основе, в которой суспендирован гидрофобный зернистый материал, имеющий объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом также включающей газ, смачивающий поверхность частиц и связывающий частицы вместе так, что агломераты зернистого материала, удерживаемые вместе газом, находятся ниже грунта. Технический результат - повышение эффективности доставки под землю. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 пр., 5 ил.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок. Добавка к обрабатывающей жидкости для повышения проницаемости проппантной упаковки содержит агент для регулирования рН и агент, контролирующий выпадение осадка, при их массовом соотношении от 1:1 до 200:1 и добавка выбрана в гранулированном виде. Способ повышения проницаемости проппантной упаковки включает подготовку обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее, по меньшей мере, одну разлагаемую связь, или загущающий полимер, гидролизуемый материал, указанную выше добавку, и введение подготовленной обрабатывающей жидкости в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение или устранение остаточных твердых компонентов в разломе. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл., 5 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов. Тампонажный раствор селективного действия содержит этиловый эфир ортокремниевой кислоты - этилсиликат-40, дизельное топливо, высоководопотребное тонкодисперсное вяжущее Микродур, сернокислый глинозем. Изобретение обеспечивает улучшение технологических возможностей тампонажной смеси, упрощение ее приготовления в промысловых условиях и повышение фильтрующей способности в низкопроницаемые коллекторы, микрозазоры и микротрещины. 1 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин. Полимерный проппант повышенной термопрочности, характеризующийся тем, что он получен указанным выше способом. Технический результат - повышение температурной стойкости, прочности и маслостойкости. 2 н.п. ф-лы, 35 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl2, 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl2, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl2·6Н2O (плотностью 1,32 г/см3), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al2(SO4)3·18H2O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, масс.%: растворитель - реагент ИТПС-010К 13,0-27,7, эмульгатор - реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0, соляную кислоту остальное. Кислотная эмульсия дополнительно может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 28 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов. Технический результат - обеспечение гарантированной надежности установки цементных мостов за счет придания высоких адгезионных и прочностных свойств цементному камню, формируемому в среде ИЭР, при одновременном обеспечении прокачиваемости и достижении оптимальных сроков твердения тампонажного материала при низком водоцементном отношении. Тампонажный материал по первому варианту содержит компоненты при следующем соотношении, мас.ч: портландцемент тампонажный - 95,0-97,0, расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция - 3,0-5,0, указанный понизитель фильтрации - 0,1-0,5, указанное НПАВ - 0,1-3,0, указанный пластификатор - 0,01-0,5, указанный пеногаситель - 0,2-0,4, хлорид кальция - 0,01-6,0, вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52, а по второму варианту тампонажный материал дополнительно содержит мас.ч: ПАВ4 или ПАВ6 - 0,05-1, при этом массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Наверх