Расширяющийся тампонажный раствор для ограничения водопритока



Расширяющийся тампонажный раствор для ограничения водопритока
Расширяющийся тампонажный раствор для ограничения водопритока

 


Владельцы патента RU 2535766:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока.

Известен расширяющийся тампонажный материал, содержащий портландцемент, гипс, добавку - гидрокарбоалюмосиликатный материал, пластификатор С-3 и понизитель водоотдачи, при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент 86-95, гипс 2-7, гидрокарбоалюминатный материал 2-7, пластификатор С-3 0,1-0,2, понизитель водоотдачи 0,2-0,4 (Патент РФ №2301823, кл. С09К 8/467, опубл. 2007 г.).

Недостатком известного материала является пониженная растекаемость, что приводит к неравномерному заполнению затрубного пространства и, как следствие, к неплотному контакту цементного камня с обсадными трубами и горными породами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является расширяющийся тампонажный раствор, содержащий жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, понизителя показателя фильтрации - гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора - поликарбоксилата, пеногасителя, расширяющей добавки, ускорителя времени загустевания и сроков схватывания - хлорида кальция. Основа дополнительно содержит алюмосиликатную пуццолановую добавку метакаолин, а в качестве расширяющей добавки - продукт совместного помола отхода доменного шлака и негашеной извести «ДРС-НУ» среднего химического состава, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Al2O3 - 0-4; Fe2O3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5; в качестве пеногасителя основа содержит полигликоль ПЛАСТЭК ПГ-07, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

портландцемент 91,8-94,2
указанный понизитель фильтрации 0,15-0,3
указанный пластификатор 0,2-0,3
указанная расширяющая добавка 3,0-5,0
указанный пеногаситель 0,01-0,03
метакаолин 0,5-2,0
хлорид кальция 0,5-2,5

а содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,48-0,64 (патент РФ №2452758 от 10.06.2012 г.). Данный раствор принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - жидкость затворения - вода; основа, состоящая из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора, пеногасителя, расширяющей добавки в количестве 3,0-5,0 мас.%, хлорида кальция.

Недостатками известного тампонажного раствора, принятого за прототип, являются его повышенная фильтратоотдача, низкая адгезия и недостаточное линейное расширение цементного камня, что может привести к неплотному контакту цементного камня с горными породами и обсадной колонной и соответственно к нарушению изоляционных свойств цементного кольца.

Технический результат предлагаемого изобретения состоит в повышении изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора.

Указанный технический результат достигается за счет того, что известный расширяющий тампонажный раствор, содержащий жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидрооксиэтилцеллюлозы, пластификатора, пеногасителя, хлорида кальция и расширяющей добавки, согласно изобретению, в качестве пластификатора содержит поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H, в качестве пеногасителя - силиконовый пеногаситель Sika, в качестве расширяющей добавки - продукт совместного помола ангидрита, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, масс.%:

CaO 42-47
MgO 11-13
CaSO4 23-28
CaO·Al2O3 14-17
Fe2O3 0-0,5
прочие примеси 0-4,5

при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный 91,6-94,2
Гидрооксиэтилцеллюлоза 0,1-0,25
Поликарбоксилатный
гиперпластификатор FOX-8H 0,05-0,1
Силиконовый пеногаситель Sika 0,1-0,23
Указанная расширяющая добавка 3,0-5,0
Хлорид кальция 2,3-3,1

а содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение 0,46-0,64.

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - в качестве пластификатора содержит поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H; в качестве пеногасителя - силиконовый пеногаситель Sika; в качестве расширяющей добавки - продукт совместного помола ангидрита, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: CaO - 42-47; MgO - 11 - 3; CaSO4 - 23-28; CaO·Al2O3 - 14-17; Fe2O3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5; иное количественное соотношение используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sika - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение 0,46-0,64.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет определенного подбора ингредиентов (качественного и количественного) в заявляемом расширяющемся тампонажном растворе.

Благодаря введению в тампонажный раствор понизителя показателя фильтрации гидроксиэтилцеллюлозы обеспечивается низкий показатель фильтрации, исключаются седиментационные процессы, в результате чего отсутствует водоотделение у получаемых тампонажных растворов.

В качестве расширяющей добавки предлагается использовать продукт совместного помола ангидрита, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: CaO - 42-47; MgO - 11-12; CaSO4 - 23-28; СаО·Al2O3 - 14-16; Fe2O3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5. Таким образом, в тампонажном растворе будет происходить так называемое оксидное, сульфатное и алюминатное расширение, за счет повышенной концентрации в растворе оксидов кальция и магния, сульфатов кальция и алюминатов кальция.

Ввод указанной расширяющей добавки в тампонажный раствор позволит получить тампонажный камень с величиной линейного расширения до 2,0-2,2%, обеспечивающей плотный контакт цементного камня с обсадными трубами и горными породами, тем самым ограничивая водоприток.

В качестве реагента ускорителя времени загустевания и сроков схватывания используется хлористый кальций.

Использование в заявляемом тампонажном растворе поликарбоксилатного гиперпластификатора FOX-8H обеспечивает высокую подвижность раствора.

Использование в составе предлагаемого тампонажного раствора силиконового пеногасителя Sika обеспечивает удаление свободного газа из тампонажного раствора и, как следствие, формирование плотного непроницаемого цементного камня за счет содержания полисиликонатов.

Для получения предлагаемого тампонажного раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- портландцемент тампонажный марки ПЦТ IG-CC;

- гидроксиэтилцеллюлоза марки Natrosol HHR по ТУ 2231-001-21095737-05;

- поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H по ТУ 5745-001-99004948-08;

- расширяющая добавка ДРС-НУ по ТУ 5744-002-44821376-2010 - продукт совместного помола ангидрита, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: CaO - 42-47; MgO - 11-12; CaSO4 - 23-28; CaO·Al2O3 - 14-16; Fe2O3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5;

- силиконовый пеногаситель Sika, высокоэффективная силиконовая пеногасящая эмульсия, состоит из смеси силиконового масла и диоксида кремния;

- ускоритель времени загустевания и сроков схватывания хлорид кальция;

- вода техническая.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример

Для получения заявляемого тампонажного раствора в лабораторных условиях брали 919 г портландцемента тампонажного; 2,0 г гидроксиэтилцеллюлозы; 45,0 г расширяющей добавки на основе сульфатов кальция, алюминатов кальция, оксидов кальция и магния; 2,3 г силиконового пеногасителя Sika; 0,7 г поликарбоксилатного гиперпластификатора FOX-8H; 31,0 г хлорида кальция. В результате была получена основа тампонажного раствора со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный 91,9; гидроксиэтилцеллюлоза марки Natrosol HHR 0,2; указанная расширяющая добавка 4,5; силиконовый пеногаситель Sika 0,23; поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H 0,07; хлорид кальция 3,1.

Далее из указанной основы готовили тампонажный раствор путем затворения ее на технической воде при водосмесевом отношении 0,48, т.е. при этом брали 1000 г основы и затворяли ее в 480 г воды.

Тампонажные растворы с другим содержанием ингредиентов готовили аналогичным образом.

В преимущественном варианте приготовления предлагаемого тампонажного раствора ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция рекомендуется предварительно растворять в жидкости затворения - воде.

В ходе лабораторных испытаний определяли по общеизвестным методикам следующие свойства заявляемого тампонажного раствора: плотность, растекаемость, показатель фильтрации, водоотделение, а также определяли следующие свойства цементного камня: линейное расширение; предел прочности при изгибе; усилие выталкивания образцов (характеризует адгезионные свойства тампонажного камня).

Данные о содержании ингредиентов исследованных тампонажных растворов приведены в таблице 1.

Данные о свойствах тампонажных растворов, затворенных по заявляемой рецептуре и по известной рецептуре приведены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы 2, предлагаемые тампонажные растворы характеризуются улучшенными значениями показателей основных технологических свойств по сравнению с прототипом:

- наличием большего расширения цементного камня;

- повышенной адгезией цементного камня с сопредельными средами;

- более низким показателем фильтрации.

Благодаря указанным свойствам заявляемые тампонажные растворы позволят в промысловых условиях получить герметичную крепь обсадной колонны в стволе скважины за счет формирования прочного цементного камня, имеющего за счет расширения сплошной контакт как с обсадными трубами, так и с горными породами, тем самым увеличить изоляционные свойства цементного камня и ограничить водоприток.

* Состав указанной расширяющей добавки, мас.%:

- в примере 1: CaO - 44; MgO - 11,5; CaSO4 - 25,2; CaO·Al2O3 - 16,1; Fe2O3 - 0,3; прочие примеси - 2,9.

- в примере 2: CaO - 45,4; MgO - 12,2; CaSO4 - 26,1; CaO·Al2O3 - 14,5; Fe2O3 - 0; прочие примеси - 1,8.

Расширяющийся тампонажный раствор для ограничения водопритока, содержащий жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора, пеногасителя, хлорида кальция и расширяющей добавки, отличающийся тем, что в качестве пластификатора он содержит поликарбоксилатный гиперпластификатор FOX-8H, в качестве пеногасителя - силиконовый пеногаситель Sika, в качестве расширяющей добавки - продукт совместного помола ангидрита, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%:

CaO 42-47
MgO 11-13
CaSO4 23-28
СаО·Al2O3 14-17
Fe2O3 0-0,5
прочие примеси 0-4,5

при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Портландцемент тампонажный 91,6-94,2
Гидроксиэтилцеллюлоза 0,1-0,25
Поликарбоксилатный
гиперпластификатор FOX-8H 0,05-0,1
Силиконовый пеногаситель Sika 0,1-0,23
Указанная расширяющая добавка 3,0-5,0
Хлорид кальция 2,3-3,1

а содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение 0,46-0,64.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы.

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 нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты. Предложены также способ получения указанного соединения, его применение в качестве эмульгатора в составе бурового раствора и соответствующий состав бурового раствора. Технический результат - предложенное соединение является эффективным эмульгатором при высокотемпературных условиях и высоком давлении, что позволяет снизить требуемые количества эмульгатора и стоимость системы. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидрооксиэтилцеллюлозы, пластификатора поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина, диабазовой муки и расширяющей добавки - продукта совместного помола отхода доменного шлака и негашеной извести ДРС-НУ среднего химического состава, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Аl2О3 - 0-4; Fe2О3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемента тампонажного - 93,70-93,85; гидроксиэтилцеллюлозы - 0,15-0,23; пластификатора поликарбоксилата - 0,8-0,12; полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07 - 0,02-0,06; расширяющей добавки ДРС-НУ - 3,95-4,0; метакаолина - 0,45-0,54; диабазовой муки - 1,05-1,26; хлорида кальция - 0,45-1,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,45-0,55. Техническим результатом является повышение прочностных характеристик цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора. 2 табл.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности транспортирования крупноразмерного расклинивающего наполнителя и разложения при низкотемпературных условиях. 20 з.п. ф-лы, 1 табл., 14 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
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, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СО2. Тампонажный раствор, образующий доломитизированный камень и включающий Микродур, хлористый кальций, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) плотностью 1,8 г/см3, воду, карбонат калия, хлористый барий, рассол хлористого магния - бишофит плотностью 1,32 г/см3, суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: хлористый кальций 2,93-4,01, хлористый барий 5,52-7,52, указанный рассол хлористого магния 6,37-8,69, карбонат калия 11,04-15,05, вода 36,42-49,65, Микродур 14,54-37,32, суперпластификатор С-3 0,27-0,36, указанная НТФ 0,13-0,18. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня в условиях проявлений сероводорода, а также в условиях проведения возвращаемых работ, связанных с обработками ствола скважины соляной кислотой. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к привитому сополимеру из лигнина, который может быть использован в качестве добавки к буровому раствору. Способ получения привитого сополимера из лигнина включает реакцию лигноцеллюлозного материала с акриловым соединением при от 60°С до 100°С в атмосфере азота в присутствии неокисляющей сильной органической кислоты в качестве катализатора. Реакционную смесь разделяют раствором сульфата цинка для получения твердой фазы, главным образом содержащей лигноцеллюлозные материалы, и жидкой фазы, содержащей привитой сополимер из лигнина и непрореагировавшее акриловое соединение. Жидкую фазу подвергают выпариванию для получения привитого сополимера из лигнина. Предпочтительно лигноцеллюлозные материалы получают из отходов переработки масличной пальмы. Описывается применение полученного привитого сополимера из лигнина в буровом растворе в качестве гелеобразующего и загущающего агента и буровой раствор, включающий от 0,3% до 0,7% указанного сополимера из лигнина. Изобретение обеспечивает получение эффективного, экономичного, не наносящего ущерб окружающей среде, гелеобразующего и загущающего агента для бурового раствора. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Наверх