Газоцементный тампонажный раствор

Авторы патента:

Кукулинская Екатерина Юрьевна (RU)

Перейма Алла Алексеевна (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

C09K8/467 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2552261:

Перейма Алла Алексеевна (RU)
Кукулинская Екатерина Юрьевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение качества цементирования скважин и эффективности работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня. Газоцементный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: тампонажный цемент 100, алюминиевый порошок 0,1-0,6, смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,02-0,05 при соотношении их мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.

Бурение и последующая эксплуатация скважин с рыхлыми слабосцементированными коллекторами осложняются гидроразрывом пород, обвалами и осыпями с разрушением ПЗП, результатом чего является образование каверн в призабойной зоне и возникновение песчаных пробок в фильтровой части скважин. Одним из эффективных методов укрепления слабосцементированных пород является применение газоцементных тампонажных растворов, образующих в процессе твердения цементный камень с повышенной проницаемостью.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен используемый в способе цементирования скважин состав газоцементного тампонажного раствора, содержащий следующие компоненты, мас. ч.:

Цемент	100
Алюминиевая пудра	0,05-0,5
Вода	50-52

(см. А.с. №1434080 от 20.10.1986 по кл. Е21В 33/13, Е21В 33/138, опубл. 30.10.1988).

Недостатком указанного состава тампонажного раствора является практически мгновенное газовыделение за счет взаимодействия алюминия с щелочной средой (гидроксидом кальция) данного раствора, происходящее при смешивании ингредиентов в процессе его приготовления, что приводит к снижению растекаемости тампонажного раствора, повышению динамического напряжения сдвига и затруднениям при его прокачке в зону цементирования. Образующийся цементный камень имеет низкую пористость и недостаточную прочность.

Известна тампонажная смесь, при затворении водой которой получают газоцементный тампонажный раствор, используемый для крепления нефтегазовых скважин, содержащая следующие ингредиенты, мас. %:

Портландцемент	88-96
Алюминиевая крупка	остальное

(см. патент РФ №2154729 от 02.12.1999 по кл. Е21В 33/138, опубл. 20.08.2000).

Недостатком состава данной тампонажной смеси является малое время начала газообразования в растворе, что приводит к приращению его объема, росту динамического напряжения сдвига, а следовательно, к увеличению гидравлического сопротивления при прокачивании и затруднению продавки в скважину. Используемый газообразователь - алюминиевая крупка с размерами частиц 2-5 мм не обеспечивает получения однородного по объему тампонажного раствора из-за неравномерного распределения крупки без дополнительного применения полимерного стабилизатора с целью увеличения удерживающей способности тампонажного раствора. Образующийся цементный камень имеет пониженную прочность в результате нарушения коагуляционно-кристаллизационного периода твердения при длительном взаимодействии крупных частиц алюминия со щелочью цемента с выделением водорода.

Известен газоцементный тампонажный раствор для крепления скважин следующего состава, мас. ч.:

Цемент	100
Порошок алюминия	0,025-0,5
Комплексная добавка Альфацем А	2,5
Вода	50-60

(см. патент РФ №2477740 от 25.08.2011 по кл. С09К 8/467, опубл. 20.03.2013).

Недостатком данного технического решения являются неудовлетворительные технологические показатели тампонажного раствора, обусловленные незначительным периодом времени начала газовыделения (1 час), которое сопровождается снижением подвижности (растекаемости) теста с 200 до 175-125 мм, что затрудняет доставку раствора в скважину и приводит к осложнениям в работе оборудования за счет увеличения динамического напряжения сдвига раствора. Кроме того, при затвердении раствора образуется цементный камень с недостаточной пористостью и прочностью.

Известен газоцементный состав для крепления слабосцементированных пород и цементирования нефтегазовых скважин, включающий следующие компоненты, мас. ч.:

Тампонажный цемент	100
Алюминиевая пудра	0,2-0,7
Смешанный комплексон аммонийно-натриевых
солей аминополикарбоновых кислот	0,010-0,035
Акриловый полимер	0,6-1,8
Вода	52,926-55,673

(см. патент РФ №2059058 от 18.11.1993 по кл. Е21В 33/138, опубл. 27.04.1996).

К недостаткам указанного состава относятся повышенное динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора, недостаточная пористость и прочность образующегося при его твердении цементного камня, что обусловлено влиянием полимера акрилового ряда на вязкость жидкой фазы раствора (ее увеличение) и замедленное формирование структуры камня, включая поровое пространство. При этом комплексное действие полимера и смешанного комплексона приводит к снижению прочности цементного камня.

В качестве прототипа выбран наиболее подходящий к заявляемому по технической сущности и достигаемому результату газоцементный тампонажный раствор, используемый для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, включающий следующие компоненты, мас. ч.:

Тампонажный цемент	100
Алюминиевая пудра	0,2-0,7
Смешанный комплексон аммонийно-натриевых
солей аминополикарбоновых кислот (СКАСАК)	0,010-0,035
Вода	52,980-53,465

(см. патент РФ №2059059 от 18.11.1993 по кл. Е21В 33/138, опубл. 27.04.1996).

К недостаткам указанного газоцементного тампонажного раствора относятся его неудовлетворительные технологические показатели, а именно: повышенное динамическое напряжение сдвига, недостаточная пористость и прочность цементного камня, что снижает качество цементирования скважин, а также эффективность работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин.

Повышенное динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора осложняет его доставку в интервал цементирования из-за увеличения гидродинамического сопротивления при прокачивании раствора. Повышение динамического напряжения сдвига обусловлено влиянием присутствующего в цементе гипса на коагуляцию алюминатной фазы тампонажного раствора, сопровождающуюся увеличением его структурной вязкости. При этом СКАСАК как полиаминокарбоновый комплексон в недостаточной степени влияет на замедление кристаллизации минерала эттрингита, содержащего гипс и гидроалюминат кальция, что способствует быстрому формированию коагуляционной структуры. Последнее отрицательно влияет на расширение тампонажного раствора после выделения газа (водорода) при взаимодействии алюминиевой пудры со щелочной средой тампонажного раствора, в результате чего пористость цементного камня снижается. Применяемый в качестве регулятора газообразования СКАСАК за счет способности связывать катионы кальция и препятствовать их взаимодействию с алюминиевой пудрой недостаточно замедляет процесс газовыделения в тампонажном растворе. Пониженные значения адсорбционно-десорбционных характеристик СКАСАК на поверхности цементных частиц оказывают влияние на прочность цементного камня в направлении ее уменьшения.

К недостаткам данного раствора относится также сложность приготовления, обусловленная применением газообразователя - алюминиевой пудры в виде легких тонкодисперсных частиц с высокой всплываемостью (не менее 80%), что вызывает затруднения при ее введении в тампонажный раствор с увеличением времени перемешивания для равномерного распределения по объему.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается качество цементирования скважин и эффективность работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при их ремонте за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня.

Технический результат достигается с помощью известного газоцементного тампонажного раствора, включающего тампонажный цемент, алюминиевый газообразователь, смешанный комплексон и воду, отличающегося тем, что он в качестве алюминиевого газообразователя содержит алюминиевый порошок, а в качестве смешанного комплексона - смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты при следующем соотношении ингредиентов, мас. ч.:

Тампонажный цемент	100
Алюминиевый порошок	0,1-0,6
Смесь фосфанола и
нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ)	0,02-0,05
Вода	50-53,

причем соотношение мас. ч. фосфанола и НТФ в смеси составляет 1:1,5.

Для приготовления газоцементного тампонажного раствора используют: тампонажный цемент ПЦТ 1-100 по ГОСТ 1581-96, алюминиевый порошок по ТУ 48-5-152-78, фосфанол по ТУ 6-09-20-152-88, НТФ по ТУ 2439-347-05763441-2001.

Заявляемый газоцементный тампонажный раствор явным образом не следует из уровня техники.

Известно использование НТФ с целью повышения прочностных свойств цементного камня (см. А.с. №825861 от 16.04.1979 по кл. Е21В 33/138, опубл. 30.04.1981), а также увеличения сроков схватывания тампонажного раствора и снижения проницаемости цементного камня (см. Селиханович A.M. и др. Эффективность применения тампонажных растворов с добавкой нитрилотриметилфосфоновой кислоты. - РНТС. Сер. Бурение. - 1982, №2. - С. 30-32.). Известно применение фосфанола, представляющего собой фосфоновый комплексон типа ДПФ-1Н в виде тетранатриевой соли 2-окси-1,3-пропилендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты, в составе комплексных реагентов для тампонажных растворов с целью снижения водоотдачи раствора и повышения адгезии цементного камня к металлу (см. А.с. №1839039 и А.с. №1839040 от 01.10.1990 по кл. Е21В 33/138, опубл. 10.04.1995), в составе тампонажного раствора на основе гипана и солей поливалентных металлов с целью улучшения изоляционных свойств раствора (см. А.с. №1839042 от 06.12.1990 по кл. Е21В 33/138, опубл. 10.04.1995). Известно использование фосфанола также для очистки и фосфатирования стали (см. А.с. №1303630 от 01.04.1985 по кл. С23С 22/28, C23G 5/02, опубл. 15.04.1987).

Заявляемый газоцементный тампонажный раствор соответствует условию «новизна».

Основным свойством газоцементного тампонажного раствора является его способность к газообразованию с выделением водорода и увеличению порового объема за счет взаимодействия гидроксида кальция Са(ОН)₂ с алюминиевым порошком в соответствии с реакцией

Гидроксид кальция Са(ОН)₂ всегда присутствует в жидкой фазе тампонажных растворов, так как после затворения водой цементов, имеющих минералогический состав разной степени основности по оксиду кальция СаО, начинается гидратация минералов с выделением Са(ОН)₂ в жидкую фазу раствора, чтобы обеспечить необходимые значения рН цементной суспензии при формировании кристаллогидратов минералов и их последующей термодинамической устойчивости.

Тампонажный цемент включает большое разнообразие его видов (портландцемент, сульфатостойкий цемент, шлакопортландцемент и т.д.), содержащих минералы разной основности (силикаты, алюминаты, алюмоферриты, алюмосиликаты кальция и др.), гидратирующиеся с выделением Са(ОН)₂.

Газовыделение в результате взаимодействия Са(ОН)₂ с алюминиевым порошком начинается во время прокачивания раствора в зону цементирования, что осложняет работу оборудования и процесс продавки тампонажного раствора из-за высокого динамического напряжения сдвига. Его повышению способствует также образование коагуляционной структуры тампонажного раствора при участии катионов алюминия, всегда присутствующих в гелеобразных соединениях его жидкой фазы.

При вводе смеси фосфанола и НТФ в тампонажный раствор, в жидкой фазе которого находится гидроксид кальция Са(ОН)₂ и гелеобразные соединения алюминия (Al³⁺), происходит взаимодействие указанных комплексонов с поливалентными катионами Са²⁺ и Al³⁺ с образованием устойчивых комплексонатов металлов хелатного типа. При этом газовыделение тампонажного раствора существенно замедляется за счет связывания Са²⁺, а динамическое напряжение сдвига снижается при уменьшении содержания Al³⁺, что обеспечивает прокачивание раствора в зону проведения работ по креплению без осложнений.

Высокая реакционная способность смеси фосфанола и НТФ обусловлена подбором лигандов этих фосфоновых комплексонов и их количественным соотношением при взаимодействии с поливалентными катионами металлов.

Химические формулы фосфанола и НТФ:

согласно принятым в химии комплексонов сокращениям могут быть представлены в виде Na₄H₄hpdtph и H₆ntph соответственно.

Замедление реакции газовыделения происходит за счет взаимодействия ионов кальция и смеси фосфоновых комплексонов с образованием устойчивых хелатных комплексов типа Ca₅(Hntph)₂·5H₂O, Ca₃ntph·3H₂O и Ca₂H₄hpdtph·2H₂O.

Примерные схемы образования комплексонатов кальция следующие:

Замедление времени газовыделения в заявляемом тампонажном растворе обусловлено также применением алюминиевого порошка с более крупными частицами (менее активного к взаимодействию со щелочной средой) вместо мелкодисперсной алюминиевой пудры, имеющей высокие удельную поверхность и реакционную способность.

Размер частиц алюминиевой пудры 0,045-0,08 мм (остаток на сите с размером стороны ячейки в свету 0,08 мм - не более 1,5% по ГОСТ 5494-95), а размер частиц алюминиевого порошка 0,14-2 мм (остаток на сите с размером стороны ячейки в свету 2 мм - не более 5% по ТУ 48-5-152-78). С учетом гидрофобизации поверхности порошка алюминия процесс газовыделения еще более замедлен во времени из-за плохой смачиваемости алюминиевых частиц водной щелочной средой тампонажного раствора. В совокупности указанные физико-химические процессы значительно снижают время начала газовыделения, что способствует предотвращению потерь газовой фазы в процессе приготовления тампонажного раствора и его доставки в интервал проведения работ в скважине.

Способность смеси комплексонов избирательно изолировать и прочно удерживать не только катионы кальция, но и катионы алюминия в хелатных соединениях за счет создания циклических структур несколькими химическими связями приводит к снижению его содержания в тампонажном растворе с возможностью образования гелеобразных соединений, что оказывает влияние на показатель динамического напряжения сдвига в плане его уменьшения. Это связано со своеобразной стереохимией фрагмента - CH₂PO₃H₂, отличающейся от стереохимии карбоксильной группы в смешанном комплексоне (СКАСАК) прототипа: фосфонат-ион имеет форму искаженного тетраэдра с осью симметрии третьего порядка, а карбоксилат-ион характеризуется плоской конфигурацией. Кислотный остаток $P O_{3}^{2 -}$ обладает большей, чем СОО^-, электроотрицательностью и потенциально большей дентатностью.

В результате связывания иона Al³⁺ в хелатные соединения образуются комплексонаты типа Al₂ntph·2H₂O и Al₂(NaH₄hpdtph)₂·2H₂O.

Примерные схемы образования комплексонатов алюминия следующие:

Разнообразие форм комплексонатов алюминия способствует его лучшему связыванию в не активную для участия в процессах гидратации форму с образованием коллоидных гелеобразных продуктов, что снижает динамическое напряжение сдвига.

НТФ в случае ее применения без сочетания с другими, обоснованно подобранными реагентами, недостаточно эффективно влияет на повышение прочностных свойств цементного камня. Механизм влияния смеси фосфоновых комплексонов (фосфанола и НТФ) на прочность цементного камня, образующегося после затвердения газоцементного тампонажного раствора, заключается в следующем. При взаимодействии фосфоновых комплексонов с катионами кальция Са²⁺ нарушается устойчивое равновесие в системе Са(ОН)₂ - новообразования, что препятствует формированию Са(ОН)₂ в хорошо закристаллизованном состоянии, удерживая его в гелеобразной или полукристаллической форме. Происходящее при этом изменение рН жидкой фазы тампонажного раствора, а также сопряженная адсорбция фосфанола и НТФ на поверхности частиц минералов цементного клинкера (алюминатов, силикатов, алюмоферритов кальция) тормозит развитие кристаллической фазы в ранние сроки твердения и приводит к формированию более однородной и мелкодисперсной структуры камня с развитием большого числа связей на единицу объема в последующий период кристаллизации. При этом прочность цементного камня повышается при увеличении его пористости за счет газовыделения.

Таким образом, согласно вышеописанным физико-химическим процессам предлагаемый газоцементный тампонажный раствор обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

По имеющимся источникам известности не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявленному техническому результату.

Заявляемый газоцементный тампонажный раствор соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1. С целью более точного дозирования фосфанола используют его 1%-ный раствор, приготовленный из товарного продукта 20%-ной концентрации плотностью 1,2 г/см³. Для этого берут 50 г (42 мл) фосфанола, который при перемешивании вводят в 950 мл воды. Плотность полученного 1%-го раствора фосфанола равна 1,008 г/см³, что для практических расчетов позволяет принять ее равной 1 г/см³. Вода, содержащаяся в 1%-ном растворе фосфанола, учитывается в общем количестве воды в тампонажном растворе.

К 492 мл воды приливают 8 мл 1%-го раствора фосфанола, содержащего 0,08 г (0,008 мас. ч.) сухого вещества (общее содержание воды - 50 мас. ч.), перемешивают, затем вводят 0,12 г (0,012 мас. ч.) НТФ. Суммарное содержание комплексонов равно 0,2 г (0,02 мас. ч.) при соотношении их мас. ч. 1:1,5. Полученным раствором комплексонов затворяют 1000 г (100 мас. ч.) тампонажного цемента, перемешивают в течение 5 мин, после чего в тампонажный раствор вводят 1 г (0,1 мас. ч.) алюминиевого порошка. Перемешивают 3-5 мин до получения однородной суспензии.

Проводят лабораторные испытания тампонажного раствора с определением динамического напряжения сдвига, которое равно 52 дПа, времени начала газовыделения - 75 мин, пористости цементного камня - 55,6%, прочности при изгибе - 4,32 МПа (см. таблицу).

Пример 2. Готовят газоцементный тампонажный раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас. ч./г:

Тампонажный цемент	100/1000
Алюминиевый порошок	0,3/3
Смесь фосфанола и НТФ	0,03/0,3 (берут 12 мл 1%-го раствора фосфанола, содержащего 0,12 г (0,012 мас. ч.) сух. вещества, и 0,18 г (0,018 мас. ч.) НТФ с соотношением мас. ч. комплексонов 1:1,5)
Вода	51/510 (с учетом 12 мл воды в 1%-ном растворе фосфанола берут 498 мл воды)

Проводят все операции, как указано в примере 1. Динамическое напряжение сдвига - 47 дПа, время начала газовыделения - 90 мин, пористость цементного камня - 57,7%, прочность при изгибе - 3,98 МПа.

Пример 3.

Тампонажный цемент	100/1000
Алюминиевый порошок	0,4/4
Смесь фосфанола и НТФ	0,04/0,4 (берут 16 мл 1%-го раствора фосфанола, содержащего 0,16 г (0,016 мас. ч.) сух. вещества, и 0,24 г (0,024 мас. ч.) НТФ с соотношением мас. ч. комплексонов 1:1,5)
Вода	52/520 (с учетом 16 мл воды в 1%-ном растворе фосфанола берут 504 мл воды)

Проводят все операции, как указано в примере 1. Динамическое напряжение сдвига - 43 дПа, время начала газовыделения - 105 мин, пористость цементного камня - 58,4%, прочность при изгибе - 3,84 МПа.

Пример 4.

Тампонажный цемент	100/1000
Алюминиевый порошок	0,6/6

Смесь фосфанола и НТФ	0,05/0,5 (берут 20 мл 1%-го раствора фосфанола, содержащего 0,2 г (0,02 мас. ч.) сух. вещества, и 0,3 г (0,03 мас. ч.) НТФ с соотношением мас. ч. комплексонов 1:1,5)
Вода	53/530 (с учетом 20 мл воды в 1%-ном растворе фосфанола берут 510 мл воды)

Проводят все операции, как указано в примере 1. Динамическое напряжение сдвига - 31 дПа, время начала газовыделения - 120 мин, пористость цементного камня - 61,6%, прочность при изгибе - 3,42 МПа.

Содержание алюминиевого порошка в газоцементном тампонажном растворе менее 0,1 мас. ч., а смеси фосфанола и НТФ менее 0,02 мас. ч. не обеспечивает необходимых технологических свойств раствора в результате увеличения динамического напряжения сдвига и сокращения времени начала газовыделения, что затрудняет своевременную доставку раствора в скважину и последующее образование цементного камня повышенной пористости.

Содержание алюминиевого порошка в газоцементном тампонажном растворе более 0,6 мас. ч., а смеси фосфанола и НТФ более 0,05 мас. ч. нецелесообразно, так как улучшения технологических свойств раствора не происходит, а прочность цементного камня снижается.

Изменение соотношения мас. ч. фосфанола и НТФ в смеси комплексонов до 1:1,4 в сторону уменьшения массовой доли НТФ приводит к увеличению динамического напряжения сдвига, сокращению времени начала газовыделения в растворе и образованию цементного камня с пониженной пористостью.

Изменение соотношения мас. ч. фосфанола и НТФ в смеси комплексонов до 1:1,6 в сторону увеличения массовой доли НТФ приводит к снижению прочности цементного камня.

Содержание воды в газоцементном тампонажном растворе в заявляемых пределах обусловлено необходимостью обеспечения его растекаемости не менее 18 см по конусу АзНИИ для прокачивания в скважину.

По сравнению с прототипом заявляемый газоцементный тампонажный раствор имеет улучшенные технологические показатели, что способствует надежной работе оборудования, при его твердении образуется цементный камень повышенной прочности, что обусловливает успешное проведение операций по креплению слабосцементированых рыхлых пород и цементированию обсадных колонн в нефтегазовых скважинах, а также по восстановлению призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Газоцементный тампонажный раствор, включающий тампонажный цемент, алюминиевый газообразователь, смешанный комплексон и воду, отличающийся тем, что он в качестве алюминиевого газообразователя содержит алюминиевый порошок, а в качестве смешанного комплексона - смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

Тампонажный цемент	100
Алюминиевый порошок	0,1-0,6
Смесь фосфанола и
нитрилотриметилфосфоновой кислоты	0,02-0,05
Вода	50-53

причем соотношение мас.ч. фосфанола и НТФ в смеси составляет 1:1,5.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Способ герметизации противофильтрационного экрана под водоемом после отработки карьера // 2551585

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) // 2550617

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах // 2550116

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах // 2547850

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Многоцелевой гелеобразующий состав // 2547528

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Способ приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине // 2546684

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.

Способ изоляции водопритока в скважину // 2543849

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 зон водопритока в скважине // 2540704

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.

Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта // 2536529

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

Способ текущего ремонта подземных скважин // 2551605

Способ обработки субстрата с корнеобитаемым слоем культурного газона для его реновации // 2551561

Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием.

Способ ухода за травяным покрытием открытых спортивных площадок // 2551559

Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах // 2550704

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования.

Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле // 2550625

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) // 2550623

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв.

Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) // 2550617

Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах // 2550116

Обработка скважины // 2549950

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения // 2548266

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта // 2552434

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C). Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, включающий водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ и инициатор реакции, и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему, отличается тем, что раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония 10-40, нетрол 1-5, неонол 0,01-0,5, вода остальное, раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия 15-30, трилон Б 3-5, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности удаления и разрушения как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, в том числе при низких температурах (до минус 2°C. 2 табл., 9 пр.