Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения


 


Владельцы патента RU 2542063:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 76,0-91,9; полуводный гипс 4,0-16,0; указанный глинопорошок 4,0-20,0; инертная добавка 0,1-4,0; указанный пенообразователь 0,1-0,5; хлорид кальция 4,0-12,0; гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2; и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к изоляционным составам, используемым преимущественно при ликвидации зон интенсивных поглощений промывочных жидкостей при бурении и ремонте нефтегазовых скважин.

Известен расширяющийся тампонажный материал пониженной плотности, содержащий, мас.%: портландцемент 100,0; расширяющаяся добавка 5-7; технические лигносульфонаты 0,01-0,25; триэтаноламин 0,01-0,06; смолу нейтрализованную воздухововлекающую 0,005-0,1 и гипс 0-6. В качестве расширяющейся добавки тампонажный материал может содержать, по крайней мере, один компонент из группы: глиноземистый цемент, алюмокальциевый шлак, сульфонаты кальция, сульфоферриты кальция (Патент РФ 2192539, опубл. 10.11.2002).

Недостатком известного расширяющегося тампонажного материала является недостаточно широкий диапазон регулирования плотности при растянутых сроках твердения, в связи с чем он не обладает достаточными изолирующими свойствами и не может быть использован для ликвидации высокоинтенсивных поглощений.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является расширяющийся тампонажный материал с регулируемой плотностью раствора, включающий, мас.%: бездобавочный тампонажный портландцемент 37-57; молотую глину, термообработанную при 950-1000°C - 39-58; полуводный гипс 3-4; силипон 0,01-0,05; винную кислоту 0,01-0,05 и пластификатор 0,01-0,45 (Патент РФ 2401292, опубл 27.01.2008).

Недостатками указанного материала являются:

- узкий диапазон регулирования плотности;

- растянутые сроки схватывания;

- низкая прочность цементного камня;

- низкая адгезия цементного камня с породой;

- низкая устойчивость к размыву.

Высокое значение плотности указанного материала при максимальной аэрации может привести к снижению статического уровня «головы» пеноцементного моста (относительно расчетного значения), вплоть до кровли поглощающего интервала.

Растянутые сроки схватывания могут привести к полному размыву цементного моста при движении пластовых вод в поглощающем интервале или при перетоке пластовых жидкостей и газов из выше и нижележащих отложений в поглощающий интервал.

Низкая прочность и адгезия указанного материала могут привести к прорыву скважинной жидкости при разбуривании цементного моста по телу самого камня либо по контакту с породой, а низкая устойчивость к размыву - к растворению цементного камня при движении скважинной жидкости по образованным каналам.

По указанным причинам указанный известный материал (прототип) обладает недостаточными изолирующими свойствами в поглощающих породах с высокой раскрытостью проводящих каналов (до 1 см).

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.

Указанный технический результат достигается предлагаемым тампонажным составом для изоляции зон интенсивного поглощения, включающем портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, также в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент 76,0-91,9

полуводный гипс 4,0-16,0

указанный глинопорошок 4,0-20,0

инертная добавка 0,1-4,0,

указанный пенообразователь 0,1-0,5

хлорид кальция 4,0-12,0

гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2

и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч.

В качестве пенообразователя, представляющего собой анионактивное ПАВ, он содержит додецилсульфат натрия, или додецилэтоксисульфат натрия, или додецилбензосульфат натрия.

В качестве пенообразователя, представляющего собой амфотерное ПАВ, он содержит кератиновый или альбуминовый пенообразователь.

В качестве инертной добавки он содержит фибру полипропиленовую, или асбестовое волокно, или мраморную муку.

Приведенный технический результат достигается за счет следующего.

Функции дополнительно вводимых в тампонажный состав компонентов:

- хлористый кальций и полуводный гипс в указанных пропорциях являются высокоэффективными ускорителями схватывания и твердения. Кроме этого, указанный комплекс кальциевых солей повышает стабильность тампонажного состава, увеличивает прочность цементного камня и его сцепление с породой;

- гидроксиэтилцеллюлоза и глинопорошок (палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок) многократно повышают стабильность тампонажного состава как аэрированной системы за счет кольматационного и реологического эффектов, а также являются основными компонентами указанного состава, регулирующими реологию и водоотдачу;

- рекомендованные в рецептуре предлагаемого тампонажного состава пенообразователи в виде указанных поверхностно-активных веществ являются наиболее эффективными воздухововлекающими добавками в тампонажном составе указанного состава, а также обладают ярко выраженными пластифицирующими свойствами;

- ввод инертных добавок в указанных количествах позволяет увеличить стабильность тампонажного состава, снизить показатель фильтрации, увеличить прочность цементного камня.

Благодаря совокупности компонентов, входящих в предлагаемый тампонажный состав, а также благодаря как заявляемому количественному соотношению этих компонентов, так и выполнению условия, чтобы смесь компонентов из портландцемента, полуводного гипса, глинопорошка и инертной добавки составляла бы 100 мас.ч., заявляемый тампонажный состав будет характеризоваться высокой аэрируемой способностью (следовательно, широким диапазоном регулирования плотности), стабильностью, низкой водоотдачей, приемлемой (для изоляционных работ) реологией, а также оптимальными сроками схватывания. При этом образующийся при твердении цементный камень характеризуется высокими показателями прочности и сцепления с породой, а также устойчивостью к размыву.

Благодаря указанным свойствам, предлагаемый тампонажный состав будет обеспечивать успешные работы при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов в широком диапазоне от 1 мм до 10 мм.

Для получения заявляемого тампонажного изоляционного материала использовали следующие реагенты:

Реагенты ГОСТ, ТУ
Портландцемент ГОСТ 1584-96
Полуводный гипс ГОСТ 125-79
Глинопорошок палыгорскитовый ГОСТ 25795-83 (марка П6)
Глинопорошок монтмориллонитовый ГОСТ 25795-83 (марка Б6)
Глинопорошок каолиновый термомеханически активированный (марка ВМК) ТУ 572901-001-65767184-2010
Инертные наполнители:
фибра полипропиленовая (Фиброцем марки Б) ТУ 2458-058-40912231-2009
асбестовое волокно ГОСТ 12871-93
мраморная мука ГОСТ 14050-93
Пенообразователь - анионактивное ПАВ:
додецилсульфат натрия ТУ 2481-023-50199225-2002
додецилэтоксисульфат натрия ТУ 2481-004-13805981-2006
додецилбензосульфат натрия ГОСТ 12389-66
Пенообразователь - амфотерное ПАВ:
пенообразователь кератиновый Foamin C ТУ 2439-001-54658598-2002
пенообразователь альбуминовый ГОСТ 9603-69
хлорид кальция ГОСТ 450-77
гидроксиэтилцеллюлоза (Гидроцем марки Н) ТУ 2231-009-40912231-2003
Вода техническая

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для приготовления 1 л состава (без учета объема свободной газовой фазы) сначала готовили жидкость затворения: брали 500,0 г воды и при постоянном перемешивании в смесительной установке добавляли 33,3 г хлорида кальция. Перемешивали в течение 30 минут. Далее, при постоянном перемешивании, поочередно вводили гидроксиэтилцеллюлозу (Гидроцем марки Н) - 0,8 г, глинопорошок каолиновый термомеханически активированный (марки ВМК) - 33,3 г, гипс строительный - 33,3 г, инертную добавку (мраморную муку) - 0,8 г, портландцемент ПЦТ II-50 - 765,8 г, кератиновый пенообразователь Foamin C - 4,2 г.

В результате получили тампонажный состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч: портландцемент - 91,9, гипс - 4,0, глинопорошок - 4,0, хлорид кальция - 4,0, пенообразователь - 0,5, инертная добавка - 0,1, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1, при водотвердом соотношении - 0,6.

Тампонажные составы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

В таблице 1 приведены данные о содержании компонентов в исследованных составах.

По общеизвестным методикам определяли технологические свойства предлагаемого и известного тампонажных составов, а также физико-механические свойства образующегося из него тампонажного камня (таблица 2).

Из данных, приведенных в таблице 2, следует, что плотность пеноцементного раствора заявленного состава значительно ниже как плотности состава по прототипу, так и плотности воды (880, 1270, 1000 кг/м3 соответственно). Поэтому снижение уровня цементного моста, связанное с превышением давления столба скважинной жидкости на поглощающий интервал, маловероятно, что исключит некачественное цементирование.

Сроки схватывания пеноцементного раствора заявленного состава являются технологически минимально допустимыми для безаварийного ведения работ и значительно ниже сроков схватывания прототипа (начало схватывания 3 и 7 часов соответственно). Таким образом, риск размыва цементного моста во время его твердения пластовыми или скважинными жидкостями минимален.

Прочностные и адгезионные характеристики пеноцементного раствора заявленного состава значительно превосходят аналогичные параметры прототипа. Через 12 часов прочность на сжатие цементного камня заявленного состава - 1,9 МПа, адгезия - 0,3 МПа, в то время как цементный раствор по прототипу еще не схватился. Высокие значения прочности и адгезии цементного камня снижают вероятность прорыва скважинной жидкости как по телу цементного камня, так и по контакту «цементный камень - порода» во время разбуривания цементного моста.

На момент конца схватывания пеноцементного раствора заявленного состава (7-10 часов) цементный камень характеризуется нулевой размываемостью, в то время как цементный раствор по прототипу еще не схватился, в связи с чем его устойчивость к размыву не превышает 50%. Высокая устойчивость к размыву исключает возможность разрушения цементного моста во время его разбуривания или при выполнении дальнейших работ.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что изоляционные свойства разработанного состава, характеризующегося широким диапазоном регулирования плотности, а также высокими прочностными и адгезионными свойствами, значительно превышают свойства известных тампонажных составов и позволяют в промысловых условиях обеспечить изоляцию поглощающих пород с раскрытостью проводящих каналов от 1 мм до 1 см.

Таблица 1
№ состава Компоненты, мас.ч. Водотвердое соотношение В/Т
Портландцемент Гипс полуводный Глинопорошок Инертная добавка CaCl2 Пенообразователь Гидроксиэтилцеллюлоза Винная к-та Пластификатор
Предлагаемый тампонажный состав
1 91,9 4,0 4,0 0,1 4,0 0,5 0,1 - - 0,6
2 76,0 4,0 19,9 0,1 12,0 0,5 0,2 - - 1
3 84,0 4,0 11,9 0,1 8,0 0,3 0,15 - - 0,8
4 78,0 16,0 4,0 2,0 4,0 0,1 0,2 - - 0,9
5 82,0 10,0 4,0 4,0 4,0 0,5 0,1 - - 0,7
Известный состав по прототипу
6 57,0 3,0 39,0 0,0 0,0 0,05 0,0 0,05 0,9 0,6
Примечание: 1. В опыте 4 в качестве глинопорошка использовали палыгорскитовый глинопорошок; в опыте 5 - монтмориллонитовый; в остальных опытах - матакаолиновый.
2. В опыте 2 в качестве пенообразователя использовали додецилсульфат натрия; в опыте 5 - додецилэтоксисульфат натрия; в опыте 3 - додецилбензосульфат натрия; в опыте 4 - кератиновый пенообразователь; в опыте 1 - альбуминовый.
3. В опыте 2 в качестве инертной добавки использовали фибру полипропиленовую; в опыте 4 - асбестовое волокно; в остальных опытах - мраморную муку.
Таблица 2
Номер состава из табл.1 Свойства тампонажного состава Свойства тампонажного камня
плотность, кг/м3 растекаемость, мм показатель фильтрации, см3/30 мин (ΔP=0,7 МПа) водоотделение, см3 начало схватывания, ч-мин конец схватывания, ч-мин адгезия*, МПа прочность на сжатие*, МПа Размываемость*, %
Предлагаемый тампонажный состав
1 1790/880 210/170 32 1 3 7 0,3 1,9 0
2 1500/1010 240/220 345 0 6 10 0,2 0,8 0
3 1570/990 150/170 300 1 4 8 0,4 1,7 0
4 1620/1000 130/180 130 0 5 9 0,2 1,0 0
5 1650/1050 160/180 293 0 3 7 0,3 1,8 0
Известный состав по прототипу
6 1660/1270 27/23 615 10 8 >12 0 0 >50
Примечание:
а) время перемешивания составов составляло 1 час;
б) замеры плотности и растекаемости тампонажных составов производились через 3 мин/1 час после начала замешивания;
в) * - замер параметров цементного камня производился после нахождения образцов в статическом положении в течение 12 час в стандартных условиях.

1. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент 76,0-91,9
полуводный гипс 4,0-16,0
указанный глинопорошок 4,0-20,0
инертная добавка 0,1-4,0
указанный пенообразователь 0,1-0,5
хлорид кальция 4,0-12,0
гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2

и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч.

2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве пенообразователя, представляющего собой анионактивное ПАВ, он содержит додецилсульфат натрия, или додецилэтоксисульфат натрия, или додецилбензосульфат натрия.

3. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве пенообразователя, представляющего собой амфотерное ПАВ, он содержит кератиновый или альбуминовый пенообразователь.

4. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве инертной добавки он содержит фибру полипропиленовую, или асбестовое волокно, или мраморную муку.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности временного блокирования, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение технологичности процесса блокирования за счет использования состава с улучшенными тиксотропными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе приготовления состава, и создание высоких гидравлических сопротивлений при блокировании, препятствующих глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава. Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе содержит карбоксиметилцеллюлозу, кальций хлористый, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, Морпен и воду, дополнительно содержит калий хлористый и цинка стеарат, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-3,0, кальций хлористый 3-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5-15, Морпен 0,05-1,00, калий хлористый 0,1-1,0, цинка стеарат 0,1-5,0, вода остальное. 1 ил., 5 пр.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. По другому варианту способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH; d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности инициирования и контролирования образования пробок. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в сокращении времени схватывания в условиях пониженных и нормальных температур при одновременном снижении времени загустевания и повышении предела прочности на изгиб/сжатие при этих же условиях. Тампонажный состав по первому варианту содержит портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, при этом в качестве добавки состав содержит хлорид натрия и карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент тампонажный 100, хлорид натрия 1,2-4,05, карбонат лития 1,6-5,4, вода 50-52, причем хлорид натрия и карбонат лития взяты в массовом соотношении 3:4 соответственно, а по второму варианту в качестве добавки состав содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, причем хлорид кальция и указанный биополимер взяты в массовом соотношении 10:1 соответственно. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 10,0-20,0; анионоактивное АПАВ, или неионогенное НПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь 0,4-3,0; фосфорсодержащее соединение Афон 300М 0,01-15,0, растворитель 5,0-25,0, воду остальное. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку указанной выше кислотной композиции с последующей ее продавкой, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, причем закачку кислотной композиции проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на данный пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 17 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты. Кислотный состав с изменяющейся вязкостью для обработки продуктивного пласта содержит композицию в виде поверхностно-активного вещества ПАВ1 амидоаминоксида общей формулы:, где R1 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной алифатической группы с числом атомов углерода от приблизительно 7 до приблизительно 30; R2 - неразветвленная или разветвленная цепь насыщенной или ненасыщенной двухвалентной алкиленовой группы с числом атомов углерода от 2 до 6; R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R5 - водород, или алкильная, или гидроксиалкильная группа с числом атомов углерода от 1 до 4, и ПАВ2 - аминоксида общей формулы:, где R3 и R4 - одинаковые или различные, представляют собой алкил или гидроксиалкил с числом атомов углерода от 1 до приблизительно 4, или R3 и R4, вместе с атомом азота, к которому они присоединены, образуют гетероцикл, содержащий до шести членов; R6 - кокоалкил-фракция остатков жирных кислот (C10-C16), при этом ПАВ2 используют в композиции с ПАВ1 при массовом соотношении (в пересчете на действующее вещество для обоих ПАВ) как 1:(3,3-20) соответственно, при содержании в кислотном составе указанной композиции из ПАВ2 и ПАВ1 1-2 мас.% и раствора соляной кислоты (в пересчете на HCl) 6-14 мас.% на общую массу состава. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 4 ил.
Наверх