Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины



Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины
Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины
Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины
Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины
Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины

 


Владельцы патента RU 2526061:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины.

Известен способ изоляции водопроявляющего пласта (патент RU №2374428, МПК E21B 33/138, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий спуск колонны бурильных труб с открытым концом в скважину до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание через нее тампонажного раствора, содержащего цемент, двуокись марганца, ускоритель твердения тампонажного раствора и воду, с последующим образованием цементного моста напротив водопроявляющего пласта, при этом сначала определяют приемистость пласта и исследуют пластовую воду на наличие сероводорода и его количественное содержание и с учетом полученных данных приготавливают необходимый объем тампонажного раствора с добавлением дополнительно понизителя водоотдачи из расчета 0,1-0,3 мас.% от сухого цемента, при этом двуокись марганца добавляют из расчета не менее 2 кг на 1 т цемента, а после продавки тампонажного раствора в пласт в период его начала загустевания на него циклически воздействуют давлением, не превышающим давления гидроразрыва выше расположенного пласта, причем перед закачкой тампонажного раствора пластовую воду оттесняют вглубь пласта буферной жидкостью с добавлением двуокиси марганца из расчета не менее 1 кг на 1,0 м3 буферной жидкости и наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 0,5-1 кг на 1 м3 буферной жидкости, при этом в качестве наполнителя с водоотталкивающим действием используют тальк или слюду, мелкоизмельченную лузгу гречихи или сажу, а также модифицированный дисперсный кремнезем из расчета 0,1-0,3 мас.% с размером частиц 0,1-100 мкм, причем в качестве ускорителя твердения тампонажного раствора используют хлористый кальций, а в качестве понизителя водоотдачи тампонажного раствора - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или «гипан», или полиакриламид (ПАА).

Недостатками способа являются:

- во-первых, малая эффективность применения, обусловленная невозможностью эффективной изоляции без предварительного расширения интервала водопроявляющего пласта;

- во-вторых, сложный технологический процесс реализации.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (патент RU №2370630, МПК E21B, 33/138 опубл. 20.10.2009 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности. В качестве указанного материала используют полимерную композицию, содержащую 63,0 об.% смолы ацетонформальдегидной, 27,0 об. % смолы фенолформальдегидной и 10,0 об.% 2-40%-ного водного раствора щелочи.

Недостатком данного способа является низкая адгезия отвердевшей полимерной композиции.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопроявляющих пластов путем установки цементного моста (патент RU №2152507, МПК E21B 33/13, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий вскрытие бурением водопроявляющего пласта, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство и удаление излишков тампонажного раствора, при этом вскрытие водопроявляющего пласта осуществляют одновременно с расширением ствола скважины, а в качестве тампонажного раствора используют пластифицированный реагентом Сепаколл CE-5381 или отходами водоочистительных сооружений (ОВОС) раствор на основе тампонажного цемента по ГОСТ 1581-91, при этом на период ожидания затвердевания цемента в скважине создают противодавление на изолируемый пласт.

Недостатки способа:

- во-первых, расширение ствола скважины производят наддолотным расширителем под действием струи жидкости, что не позволяет достаточно глубоко расширить водопроявляющий пласт скважины для его эффективной изоляции ввиду отсутствия режущих лопастей, поэтому толщина цементного камня, образуемого вследствие установки цементного моста, в этом интервале оказывается небольшой и в течение короткого времени разрушается, что приводит к потере герметичности водопроявляющего пласта и появлению перетока;

- во-вторых, цементный раствор с добавлением Сепаколла CE-5381, использующийся в качестве материала для изоляции водопроявляющего пласта в процессе бурения, имеет низкую прочность;

- в-третьих, струя жидкости, поступающая в расширенный интервал через наддолотный расширитель, не позволяет произвести эффективную обработку каверн расширенного интервала водопроявляющего пласта;

- в-четвертых, под действием высоконапорной струи происходит как расширение ствола скважины, так и его уплотнение и закупоривание частицами выбуренной породы наиболее раскрытых каналов водопроявления, поэтому наддолотный расширитель эффективен только в мягких породах, в породах средней и высокой твердости его использование невозможно.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов за счет увеличения прочности камня, получаемого из тампонажного раствора, создания изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины, а также увеличения продолжительности эффекта от изоляции пластов.

Поставленная техническая задача решается способом изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины, включающим вскрытие бурением водопроявляющих пластов, расширение ствола скважины, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство, удаление излишков тампонажного раствора, ожидание затвердевания тампонажного раствора, в течение которого в скважине создают противодавление на изолируемые водопроявляющие пласты.

Новым является то, что после вскрытия бурением водопроявляющих пластов пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов, извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом, затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку, спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения, производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов, затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб, создают избыточное давление в колонне технологических труб, после чего шар отсекает расширитель, и открывается отверстие гидромониторной насадки, затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов, и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения, извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб, промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов, поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора, при этом тампонажный раствор готовят смешением следующих компонентов при их содержании, мас. ч.:

ацетонформальдегидная смола 74,1-87
эпоксидная смола 4,3-11,1
полиэтиленполиамин 8,7-14,8

При приготовлении тампонажного раствора используют следующие компоненты:

- ацетоноформальдегидная смола - однородная жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-480-90685-2002, марка АЦФ-75;

- эпоксидная диановая смола марки ЭД-20 по ГОСТ 10587-84;

- полиэтиленполиамин - жидкость от светло-желтого до темно-бурого цвета по ТУ 2413-214-00203312-2002.

На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа, где 1 - ствол скважины; 2 - долото; 3 - колонна бурильных труб; 4 - водопроявляющие пласты; 5 - зумпф; 6 - компоновка; 7 - колонна технологических труб; 8 - расширитель; 9 - гидромониторная насадка; 10 - выдвижные резцы; 11 - интервал расширения водопроявляющих пластов; 12 - металлический шар; 13 - отверстие гидромониторной насадки; 14 - втулка; 15 - мост из тампонажного раствора.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

При строительстве скважины бурят ствол скважины 1, используя компоновку, состоящую из долота 2 на колонне бурильных труб 3 (см. фиг.1). В процессе бурения ствола скважины вскрывают водопроявляющие пласты 4. Рассчитывают длину В компоновки 6 (см. фиг.2). После вскрытия бурением водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.1) пробуривают зумпф 5 глубиной L, обеспечивающей размещение в ней компоновки 6 (см. фиг.2) длиной В, причем L>В.

Извлекают из скважины 1 (см. фиг.1) колонну бурильных труб 3 с долотом 2 (см. фиг.1), затем на устье скважины 1 нижний конец колонны технологических труб 7 (см. фиг.2) оснащают компоновкой 6, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель 8, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку 9. В качестве расширителя 8 применяют расширители раздвижные типа РРГ (изготовитель - НПП "Азимут", г.Уфа, Башкортостан) с выдвижными резцами 10. Расширители РРГ позволяют эффективно расширять породы средней и высокой твердости.

Опытным путем установлено, что расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза обеспечивает создание изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины. Например, при диаметре d (см. фиг.2) открытого ствола скважины, равного 214 мм, из ряда расширителей РРГ-180/245, РРГ-180/310, РРГ-185/380 выбирают расширитель РРГ-185/380, обеспечивающий расширение ствола скважины до диаметра D, равного 380 мм, то есть обеспечивается соотношение D/d=380/214=1,77 (не менее чем 1,6 раза).

Спускают в скважину 1 колонну технологических труб 7 с компоновкой 6 на конце до тех пор, пока резцы 10 расширителя 8 не окажутся напротив верхней границы (на фиг.1-4 не показана) интервала расширения водопроявляющих пластов 11, соответствующего верхней границе водопроявляющих пластов.

Производят расширение интервала 11 (см. фиг.3), открытого ствола скважины 1 по всему интервалу водопроявляющих пластов 4 не менее чем в 1,6 раза, затем сбрасывают в колонну труб 3 металлический шар 12. Используют шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб 7 (см. фиг.2). Шар 12 садится на верхний торец втулки 14. Создают избыточное давление в колонне технологических труб 7, например 6,0 МПа, при этом разрушается срезной винт (см. фиг.1, 2, 3, 4), фиксировавший втулку 14 (см. фиг.3) в гидромониторной насадке 9 напротив отверстий 13. В результате втулка 14 перемещается вниз и открывает отверстие 13 (см. фиг.3) гидромониторной насадки 9, а шар 12 отсекает расширитель 8.

Гидромониторную насадку используют известной конструкции, например по патенту RU №2338056, МПК E21B 43/114, опубл. 10.11.2008 г. или по патенту RU №62981, МПК E21B 43/112, опубл. 10.05.2007 г. Такие насадки производит ООО «Комплекс» (г.Екатеринбург).

Проводят гидромониторную обработку интервала расширения 11 до нижней границы (на фиг.1-4 не показана) интервала водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.3). Для этого 4 раза проводят спуско-подъемные операции от верхней к нижней границам интервала расширения 11 со скоростью 0,15 м/мин с одновременной закачкой технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, в колонну труб 7 насосным агрегатом (на фиг.1-4 не показан), например ЦА-320. Перед каждой спуско-подъемной операцией поворачивают с устья компоновку в стволе скважины на 90°.

По окончании гидромониторной обработки интервала расширения 11 извлекают колонну технологических труб 7 из скважины 1.

Спускают в скважину 1 колонну заливочных труб (на фиг.1 и 4 не показана) до нижней границы интервала расширения 11 (см. фиг.3), промывают скважину, например, в полуторном объеме скважины 1, например, сточной водой плотностью 1100 кг/м3.

Готовят тампонажный раствор смешением следующих компонентов при их содержании, мас. ч.:

ацетонформальдегидная смола 74,1-87
эпоксидная смола 4,3-11,1
полиэтиленполиамин 8,7-14,8.

В лабораторных условиях тампонажный раствор готовят в стеклянном стакане. В стакан набирают ацетонформальдегидную и эпоксидную смолы и перемешивают в течение 5 мин. Затем в этот же стакан добавляют полиэтиленполиамин и перемешивают в течение 5 мин. Полученный тампонажный раствор отверждается через 90-100 мин после смешения всех компонентов. В таблице приведены результаты сравнения предлагаемого способа и наиболее близкого аналога. Прочность камня из отвердевшего тампонажного раствора на изгиб определяли по ГОСТ 26798.1-96 с использованием пресса, соответствующего требованиям ГОСТ 310.4-81.

Приведенные в таблице данные свидетельствуют о том, что для всего диапазона содержания компонентов в тампонажном растворе по предлагаемому способу обеспечивается повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов за счет увеличения прочности камня, получаемого из тампонажного раствора.

Тампонажный раствор на скважине готовят в мернике цементировочного агрегата, например типа ЦА-320. В мерник набирают ацетонформальдегидную и эпоксидную смолы и перемешивают их насосом цементировочного агрегата в течение 10 мин. Затем в этот же мерник набирают полиэтиленполиамин и перемешивают в течение 10 мин.

Далее закачивают тампонажный раствор через колонну заливочных труб в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.4).

Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов 4, промывают ее технической водой, создают противодавление на водопроявляющие пласты, для чего ствол скважины 1 заполняют буровым раствором с повышенной плотностью. После чего колонну заливочных труб поднимают на поверхность и скважину 1 оставляют на ожидание затвердевания тампонажного раствора в течение 24 ч, затем спускают в скважину колонну бурильных труб 3 (см. фиг.1) с долотом 2 и разбуривают мост 15 (см. фиг4) из тампонажного раствора, после чего продолжают бурение в соответствии с проектом строительства скважины.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность, а также увеличить продолжительность эффекта от изоляции водопроявляющих пластов в 1,2-1,5 раза за счет использования тампонажного раствора, обеспечивающего получение камня повышенной прочности, а также создания изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины, путем расширения ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза.

Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины, включающий вскрытие бурением водопроявляющих пластов, расширение ствола скважины, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство, удаление излишков тампонажного раствора, ожидание затвердевания тампонажного раствора, в течение которого в скважине создают противодавление на изолируемые водопроявляющие пласты, отличающийся тем, что после вскрытия бурением водопроявляющих пластов пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов, извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом, затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку, спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения, производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов, затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб, создают избыточное давление в колонне технологических труб, после чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки, затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения, извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб, промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов, поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора, при этом тампонажный раствор готовят смешением следующих компонентов при их содержании, мас. ч.:

ацетонформальдегидная смола 74,1-87
эпоксидная смола 4,3-11,1
полиэтиленполиамин 8,7-14,8



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.

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.

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.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.
Наверх