Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами



Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами
Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами

 


Владельцы патента RU 2536725:

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 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 области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.

Известны расширяющиеся тампонажные растворы (материалы) из расширяющихся цементов, а также тампонажные растворы, содержащие портландцемент тампонажный и порошок магнезитовый каустический [Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, с. 161-162. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов. Обз. информ. Сер. "Бурение". М.: ВНИИОЭНГ, 1980, с. 23].

Недостатками известных составов являются незначительное расширение тампонажного раствора и камня и низкая прочность контакта тампонажного камня с металлом обсадных труб и горными породами.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами, 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 поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина 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; Al2O3 - 0-4; Fe2O3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5.

Недостатками известного тампонажного раствора являются низкие прочностные показатели и недостаточное линейное расширение у формирующегося цементного камня, что может привести к неплотному контакту цементного камня с горными породами и обсадной колонной.

Задачей изобретения является повышение прочностных характеристик цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном расширяющемся тампонажном растворе с регулируемыми технологическими свойствами, содержащем жидкость затворения - воду и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина, расширяющей добавки - продукта 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,

согласно изобретению основа дополнительно содержит диабазовую муку при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Портландцемент тампонажный 93,7-93,85
Гидрооксиэтилцеллюлоза 0,15-0,23
Пластификатор поликарбоксилат 0,08-0,12
Полигликоль ПЛАСТЭК ПГ-07 0,02-0,06
Расширяющая добавка ДРС-НУ 3,95-4,0
Метакаолин 0,45-0,54
Диабазовая мука 1,05-1,26
Хлорид кальция 0,45-1,0

а содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,45-0,55.

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - основа дополнительно содержит диабазовую муку; а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас.%: портландцемента тампонажного - 93,7-93,85; 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.

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

Благодаря введению в тампонажный материал понизителя показателя фильтрации гидроксиэтилцеллюлозы обеспечиваются пониженные показатели фильтрации, исключаются седиментационные процессы, в результате чего отсутствует водоотделение у получаемых тампонажных растворов.

В качестве расширяющей добавки предлагается использовать продукт совместного помола доменного шлака и негашеной извести марки ДРС-НУ по ТУ 5744-002-44821376-2010 со средним химическим составом, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Al2O3 - 0-4; Fe2O3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5. Таким образом, в тампонажном растворе будет происходить так называемое оксидное расширение за счет повышенной концентрации в растворе оксидов кальция и магния.

Ввод указанной расширяющей добавки в тампонажный раствор позволит повысить линейное расширение тампонажного камня до 3,2%.

Ввод в заявляемый тампонажный раствор пластификатора - поликарбоксилата позволяет повысить его подвижность, что приводит к более полному заполнению затрубного пространства тампонажным раствором при проведении цементировочных работ.

Ввод в заявляемый тампонажный раствор пеногасителя - полигликоля марки ПЛАСТЭК ПГ-07 обеспечивает снижение пенообразования и удаления из раствора, вовлеченного при затворении воздуха, что оказывает влияние на плотность тампонажного раствора, кроме того, обеспечивает формирование плотного, малопроницаемого цементного камня, формирующегося при твердении, и нормальную работу цементировочного оборудования.

В качестве реагента ускорителя времени загустевания и сроков схватывания используется хлористый кальций. Подобранные концентрации указанного реагента позволяют получить тампонажный раствор без оказания отрицательного влияния на прочностные характеристики формирующегося расширяющегося цементного камня.

Лабораторные исследования показали, что ввод в тампонажный раствор метакаолина и диабазовой муки - реагентов, повышающих раннюю прочность и адгезию цементного камня, позволяет получить цементный камень с высокими показателями адгезии с сопредельными средами, а также высокие прочностные показатели уже на ранней стадии твердения 1-2 суток. Ранняя прочность тампонажного камня возрастает на 15…20%.

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

- портландцемент тампонажный марки ПЦТ IG-СС-1;

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

- пластификатор на основе поликарбоксилата ПЛАСТЭК С7/531 по ТУ 5745-001-54801883-2008 (изготовитель ООО «ТехНоосфера»);

- ускоритель времени загустевания и сроков схватывания хлорид кальция;

- полигликоль ПЛАСТЭК ПГ-07 по ТУ 5745-001-54801883-2008 (изготовитель ООО «ТехНоосфера»);

- метакаолин - аллюломосиликатная пуццолановая добавка марки МЕТАСЕМ 85С, характеризуется следующими показателями: порошок от кремового до бежевого цвета; удельная поверхность - 15 м2/г; пуццолановая активность - более 1000 мг Ca(OH)2/г; плотность - 2,5 г/л; насыпная плотность - 300÷400 г/л; - (по импорту, производство Индия);

- диабазовая мука по ТУ 5716-001-41257914-2009;

- расширяющая добавка на основе оксидов кальция и магния марки ДРС-НУ по ТУ 5744-002-44821376-2010 (изготовитель ООО «НИКОЙЛ») со средним химическим составом, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Al2O3 - 0-4; Fe2O3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5;

- вода техническая.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример.

Для получения заявляемого тампонажного раствора в лабораторных условиях брали 937,0 г портландцемента тампонажного; 1,7 г гидроксиэтилцеллюлозы; 4,5 г метакаолина; 10,5 г диабазовой муки; 40 г расширяющей добавки на основе оксидов кальция и магния; 0,3 г пеногасителя ПЛАСТЭК ПГ-07; 1,0 г пластификатора ПЛАСТЭК С7/531; 5 г хлорида кальция. В результате была получена основа тампонажного раствора со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный 93,7; гидроксиэтилцеллюлоза марки НАТРОСОЛ HHR 0,17; метакаолин 0,45; диабазовая мука 1,05; расширяющая добавка ДРС-НУ 4,0; пеногасителя ПЛАСТЭК ПГ07 0,03; пластификатор ПЛАСТЭК С7/531 0,10; хлорид кальция 0,5.

Далее из указанной основы готовили тампонажный раствор путем затворения ее на технической воде при водосмесевом отношении 0,49, т.е. при этом брали 1000 г основы и затворяли ее в 490 г воды.

Тампонажные растворы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В преимущественном варианте приготовления предлагаемого тампонажного раствора ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция, пластификатор ПЛАСТЭК С7/531 и пеногаситель ПЛАСТЭК ПГ07 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.

Данные об ингредиентном составе исследованных тампонажных растворов приведены в таблице 1. А 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;

- повышенной прочностью при изгибе.

Благодаря указанным свойствам, заявляемые тампонажные растворы позволят в промысловых условиях более полно вытеснять буровой раствор тампонажным, 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.

* Состав указанной расширяющей добавки, мас.%:

- в примере 1: CaO+MgO - 83,4; SiO2 - 12,3; Al2O3 - 1,5; Fe2O3 - 0,7; прочие примеси - 2,1,

- в примере 2: CaO+MgO - 82,8; SiO2 - 12,6; Al2O3 - 2,2; Fe2O3 - 0; прочие примеси - 2,4,

- в примере 3: CaO+MgO - 89,7; SiO2 - 7,9; Al2O3 - 0; Fe2O3 - 1,9; прочие примеси - 0,5.

Расширяющийся тампонажный раствор с регулируемыми технологическими свойствами, содержащий жидкость затворения - воду и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидрооксиэтилцеллюлозы, пластификатора поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина 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
Al2O3 0-4
Fe2O3 0-2,5
прочие примеси 0-4,5

отличающийся тем, что основа дополнительно содержит диабазовую муку при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Портландцемент тампонажный 93,7-93,85
Гидроксиэтилцеллюлоза 0,15-0,23
Пластификатор поликарбоксилат 0,08-0,12
Полигликоль ПЛАСТЭК ПГ-07 0,02-0,06
Расширяющая добавка ДРС-НУ 3,95-4,0
Метакаолин 0,45-0,54
Диабазовая мука 1,05-1,26
Хлорид кальция 0,45-1,0

а содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,45-0,55.



 

Похожие патенты:

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 относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

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.

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.
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.

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.

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 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.
Изобретение относится к композициям для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем. Способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; и b) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение водной рассольной системы, включающей, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; b) прибавление полисахарида; c) прибавление эффективного количества кислотного буферного средства в рассольную систему для понижения pH соляной системы, так что полисахарид становится способным значительно гидратироваться в рассольной системе, и d) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 и (iii) значение pH, меньшее, чем примерно 7, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе, и b) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: a) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3; b) прибавление эффективного количества кислоты к соляному раствору, так что полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе и с) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора до значения, большего чем 6, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности без использования сшивателей. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 пр., 6 табл.

Изобретение относится к способу сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды, включающему: (i) накачивание цементного раствора, содержащего термопластичные блок-сополимерные частицы, в скважину, причем блок-сополимер имеет структуру (A-b-B-b-A), где A представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, а B является эластомерным блоком; и (ii) предоставление цементному раствору возможность затвердеть, чтобы сформировать цементное кольцо. При этом появление микрозазоров, трещин или дефектов в цементном кольце позволяет углеводородам из продуктивного пласта вступать в контакт с частицами, позволяя частицам набухать, и позволяет цементному кольцу обладать свойствами самовосстановления. Изобретение также относится к применению указанных термопластичных блок-сополимерных частиц, для придания свойств самоизлечивания рецептуре цемента, который укладывается в подземной скважине, пересекающей один или большее число пластов, содержащих углеводороды, где после затвердевания цемент образует цементное кольцо, в котором частицы набухают при контакте с углеводородами из продуктивного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 10 табл., 5 пр.,

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта. Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта содержит, мас.%: хлорид аммония 20,0-60,0; глинокислоту 6,0-12,0; уксусную кислоту 12-24; ацетонометанольный раствор или этиловый или изопропиловый спирт 22-44. 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - получение бурового раствора, обладающего низкими показателями величины статического напряжения сдвига и водоотдачи, высокими значениями вязкости и солестойкости, высокой термо- и ферментативной устойчивостью при одновременной доступной и экономически рентабельной технологией приготовления. Буровой раствор на водной основе включает глину и стабилизирующий полимер - модифицированный стиромаль, представляющий собой продукт радикальной сополимеризации стирола с малеиновым ангидридом в среде осушенного бензола, модифицированный путем его сшивания, аммонолиза и переамидирования в течение 3-4 часов, с последующей нейтрализацией оставшихся бензола и малеиновой кислоты раствором едкого натра, содержащий звенья стирола, малеинового ангидрида и звенья последнего, подвергшиеся модификации, при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 8,0; модифицированный стиромаль 0,1-0,25; вода остальное, при этом модифицированный стиромаль имеет следующую структурную формулу: 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью. Технический результат - повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру бактерий и питательные соли - ПС, и отбор продукции из добывающих скважин, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти (ВН), в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ВН для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение ВН очага, мПа·с, а, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax равном 1 и при xmin равном 0 из системы уравнений: где xmax и xmin - значения соответственно максимальной и минимальной ВН, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины. Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин, содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве добавки неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ и в качестве растворителя спирт, где эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С5-С20, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С4-С22, R′=С2-С4, n=0-2, при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%: указанный продукт взаимодействия 2-80, НПАВ 2-60, спирт остальное, а состав содержит следующее соотношение компонентов, мас.%: углеводородная фаза 2-25, эмульгатор 0,1-5,0, водная фаза остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение стабильности, в т.ч. термостабильности при 20-80°C, стойкости к механическим воздействиям, снижение коррозионной активности, улучшение регулирования реологических свойств эмульсии. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 5 пр.
Наверх