Облегченный тампонажный состав


 


Владельцы патента RU 2588026:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Облегченный тампонажный состав для цементирования верхних надпродуктивных интервалов скважины включает тампонажный портландцемент, облегчающую добавку в виде пеностекла, понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем пеностекло выбрано с фракционным составом 0,4-1 мм, водопоглощением по объему 2-10% и насыпной плотностью гранул 400±50 кг/м3, в качестве понизителя водоотдачи состав содержит поливинилацетат марки ВР-08, а в качестве пеногасителя - низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463, при следующем соотношении компонентов, мас. %: тампонажный портландцемент - 100, и сверх 100% пеностекло - 17-23, понизитель водоотдачи - 0,3-0,6, пеногаситель - 0,04-0,06. Технический результат - расширение технологических возможностей применения тампонажного состава за счет изменения диапазона плотностей при сохранении высокой прочности цементного камня и высокой адгезионной прочности. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Известна облегченная тампонажная смесь (патент RU №2255205, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.06.2005, бюл. №18), включающая тампонажный портландцемент, алюмосиликатные микросферы - облегчающая добавка, микрокремнезем МК-85 неуплотненный, конденсированный - понизитель скорости фильтрации, и гранулированный хлорид кальция.

Данная тампонажная смесь имеет следующий недостаток - короткие сроки загустевания тампонажной смеси из-за введения хлорида кальция, что может привести к превышению плановых давлений при цементировании.

Наиболее близкой по составу и назначению к предлагаемому является рецептура тампонажного раствора (Опыт повышения качества крепления скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство. 2012. - №5. - С. 45-47). В данной рецептуре в качестве облегчающей добавки указаны стеклянные полнотелые, увеличенные в объеме гранулы Super-К с размером фракции 0,1±0,8 мм с закрытыми порами плотностью 1000 кг/м3. Также рецептура включает понизитель водоотдачи и пеногаситель.

Недостатком данного состава является раннее загустевание цементного раствора, что может привести к недостижению ожидаемых физико-механических свойств цементного раствора и, как следствие, к недоподъему цементного раствора к устью скважины и оставлению цементного раствора в колонне, что влечет за собой простой скважины и затраты времени на дополнительное разбуривание цементного камня.

Техническими задачами настоящего изобретения являются сокращение материальных и денежных затрат за счет уменьшения расхода используемого, более дешевого инертного наполнителя, а также расширение технологических возможностей применения облегченного тампонажного состава за счет изменения диапазона плотностей при сохранении высоких технологических показателей получаемого раствора и высокой прочности цементного камня из него, а также прочности сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.

Поставленные технические задачи решаются описываемым облегченным тампонажным составом для цементирования верхних надпродуктивных интервалов скважины, включающим тампонажный портландцемент, облегчающую добавку в виде пеностекла, понизитель водоотдачи и пеногаситель.

Новым является то, что пеностекло выбрано с фракционным составом 0,4-1 мм, водопоглощением по объему 2-10% и насыпной плотностью гранул 400±50 кг/м3, в качестве понизителя водоотдачи состав содержит поливинилацетат марки ВР-08, а в качестве пеногасителя - низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

тампонажный портландцемент 100
пеностекло 17-23
понизитель водоотдачи 0,3-0,6
пеногаситель 0,04-0,06

Для осуществления изобретения использовали следующие компоненты:

- тампонажный портландцемент с техническими условиями по ГОСТ 1581-96;

- пеностекло - материал с ячеистой структурой, получаемый спеканием тонкоизмельченного стекла и газообразователя (производство ООО "МК Новые технологии", г. Яхрома), имеющий следующие характеристики:

- фракционный состав - 0,4-1 мм;

- коэффициент теплопроводности - не более 0,16 Вт/(м·К);

- водопоглощение по объему - 2-10%;

- насыпная плотность гранул - 400±50 кг/м3;

- пеногаситель марки ВР-08 - поливинилацетат (поливиниловый спирт), бесцветный полимер, растворимый в воде, с плотностью 1,27-1,3 г/см3, используемый в качестве понизителя водоотдачи;

- вода по ГОСТ 2874-82 - водопроводная.

Также могут быть использованы понизители водоотдачи следующих марок:

- Wellfix FL-1, FL-2 (ООО «Химпром», г. Пермь), позволяющий эффективно регулировать фильтрационные характеристики цементного раствора. Снижает показатель водоотделения за счет структурирования цементного теста и удерживания воды в объеме раствора;

- Clearwater CFL-110 (фирма Clearwater Engineered Chemistry, США) - водорастворимая полимерная добавка нелатексного типа для снижения показателя фильтрации тампонажного раствора и увеличения адгезии цементного камня;

- Diasel FL (Chevron Philips, США) - незамедляющий понизитель фильтрации, позволяющий сократить потребность в ускорителях схватывания при низких температурах или при применении цементных растворов низкой плотности.

В качестве пеногасителя использовали низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463 по ТУ 257-029-40245042-2002 от белого до светло-серого цвета, смешивающуюся с водой в любых соотношениях.

Для проведения лабораторных исследований были приготовлены тампонажные растворы с компонентными составами, приведенными в опытах 1-7 (табл.).

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня производили при температуре 20±2°С и атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 "Цементы тампонажные. Методы испытаний", а также с моделированием скважинных условий при давлении 25 МПа и температуре 30°С.

Тампонажный раствор готовят следующим образом. Водный раствор готовят путем растворения в отстоянной водопроводной воде необходимого количества химических реагентов в течение 5 мин. Далее в него добавляют заранее приготовленную смесь тампонажного портландцемента с гранулами пеностекла и полученный раствор перемешивают в течение 30 мин при помощи мешалки со скоростью 500-700 об/мин (с целью предотвращения разрушения гранул).

Пример конкретного выполнения. Для приготовления тампонажного раствора взяли 600 г отстоянной водопроводной воды, в которую добавили 5 г поливинилацетата марки ВР-08 и 0,5 г силиконовой пеногасящей эмульсии марки Пента 463 и перемешивали до полного растворения реагентов в воде.

Затем сухую смесь из 1000 г портландцемента и 200 г пеностекла затворяли на приготовленном водном растворе и перемешивали до получения однородного тампонажного раствора (опыт №4, табл.).

Плотность тампонажного раствора определяли пикнометром. Растекаемость по конусу АзНИИ. Пределы прочности цементного камня на изгиб и сжатие определяли через 2 сут (ГОСТ 26798.1-96). Адгезию цементного камня с колонной определяли следующим образом. В кольцевую форму заливали тампонажный раствор. С помощью испытательной машины через 48 часов пуансоном выдавливали получившийся цементный камень, замеряли силу смещения (Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987. - С. 350-353).

Анализ данных прототипа показывает, что известный тампонажный раствор (опыты №8, 9) при водоцементном отношении 0,636 имеет нестабильную плотность при фиксированном содержании ингредиентов. Полученный из смеси тампонажный раствор имеет показатели плотности от 1487 до 1530 кг/м3, при твердении цементного камня в условиях низких и нормальных температур - в течение 2 сут.

Средняя прочность по результатам семи опытов (опыты №1-7) составила: на изгиб - 2,96 МПа, что выше аналогичного показателя прототипа в 1,5 раза, на сжатие - 7,96 МПа, в 1,7 раза, соответственно. Растекаемость цементного теста в пределах ГОСТ 26798.1-85 (240-250 мм) (опыты №1-7).

Средняя прочность цементного камня на сжатие при твердении в камере ультразвукового анализатора цемента (УАЦ) через 48 ч, при давлении Р=25 МПа и температуре t=30°С составила 18,46 МПа, что выше аналогичного показателя у прототипа в 2,2 раза.

Адгезия цементного камня через 24 ч при давлении 25 МПа и температуре 30°С достигает 46,5 кН, что превышает в 6 раз показатель прототипа, равный 7,3 кН.

Как видно из результатов лабораторных исследований, предлагаемый облегченный тампонажный состав обладает преимуществом по следующим физико-механическим показателям: прочности на изгиб и сжатие, прочности под давлением и адгезии, что позволяет улучшить качество цементирования.

Предлагаемый состав расширяет технологические возможности применения облегченного тампонажного состава за счет расширения диапазона плотностей, обеспечивает улучшение качества крепления скважин, сохранение сплошности хорошо изолирующего цементного камня в кольцевом пространстве по всему интервалу цементирования за счет оптимальной растекаемости и высокой прочности сцепления цементного камня с обсадной колонной, позволит обеспечить снижение затрат при строительстве скважин за счет менее жестких условий подготовки ствола скважины, сокращения времени ожидания затвердевания цемента, а также за счет снижения стоимости облегчающей добавки поможет создать стойкую к кислотным обработкам призабойную зону скважины, за счет инертного наполнителя - пеностекла, позволит обеспечить подъем тампонажного раствора при цементировании скважин в одну ступень.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Используемые в составе компоненты доступны для приготовления тампонажного раствора, при этом пеностекло, входящее в состав компонентов, отечественного производства и в три раза дешевле, чем облегчающий компонент зарубежного производства по прототипу. Приготовление и применение тампонажного раствора из предлагаемого состава не требуют использования дополнительного оборудования, следовательно, не увеличивают капитальные затраты, а технология цементирования не отличается от общепринятой. Использование предлагаемого состава на нефтяных промыслах даст ощутимый экономический эффект.

К дате подачи заявки идут подготовительные операции к промысловым испытаниям на скважинах ОАО "Татнефть".

Облегченный тампонажный состав для цементирования верхних надпродуктивных интервалов скважины, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку в виде пеностекла, понизитель водоотдачи и пеногаситель, отличающийся тем, что пеностекло выбрано с фракционным составом 0,4-1 мм, водопоглощением по объему 2-10% и насыпной плотностью гранул 400±50 кг/м3, в качестве понизителя водоотдачи состав содержит поливинилацетат марки ВР-08, а в качестве пеногасителя - низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

тампонажный портландцемент 100
и сверх 100%
пеностекло 17-23
понизитель водоотдачи 0,3-0,6
пеногаситель 0,04-0,06



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат - повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент - 55-65, глиноземистый цемент - 10-20, известь негашеная - 5-10, песок кварцевый - 15-20, указанный суперпластификатор - 1-1,3, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,3, указанный пеногаситель - 0,05-0,1, вода - остальное. 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C. Техническим результатом является повышение устойчивости тампонажного камня в сероводородной среде в условиях повышенных температур и давлений и придания ему свойств химически стойкого элемента. Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор, включающий вяжущее вещество портландцемент, тонкодисперсное вяжущее «Микродур», тонкомолотый кварцевый песок, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, этилсиликат, ПАВ сульфанол, утяжелитель барит, жидкость затворения, дополнительно содержит ингибитор триоксан, тонкомолотую маслорастворимую бутадиен-стирольную СКС резину, дизельное топливо, при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: вяжущее вещество портландцемент 56,34-46,51, тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 1,4-32, тонкомолотый кварцевый песок 2,8-4,65, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3 0,14-0,23, нитрилотриметиленфосфоновая кислота НТФ 0,06-0,09, этилсиликат 1,12-1,86, ПАВ сульфанол 0,14-0,23, утяжелитель барит 5,6-9,29, жидкость затворения 31,0-32,5, ингибитор триоксан 0,28-0,46, тонкомолотая маслорастворимая бутадиен-стирольная СКС резина 0,56-0,93, дизельное топливо 0,56-0,93. В качестве жидкости затворения используют воду или рассол хлористого натрия или кальция плотностью от 1,0 до 1,35. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 г/см3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. При необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Технический результат заключается в сокращении времени образования проппантного моста и исключении расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП). Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП включает, мас.%: высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 12,0-17,0, бентонитовую глину - 8,0-15,0; асбестовую крошку - 13,0-20,0, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30 - остальное. Обеспечивается повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи гидрофильных пластов. 3 пр., 1 табл., 5 ил.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа. Способ ингибирования отложений в геологическом образовании содержит: нанесение связующего на поверхность геологического образования, доставку наноматериала на углеродной основе к поверхности геологического образования, чтобы вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений, помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом, и ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование. Набор составляющих для выполнения указанного способа содержит связующее и указанные наноматериал и ингибитор отложений. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение срока действия ингибитора отложений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - контролируемое разрушение залежи газовых гидратов. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый при сгорании композиционный материал и газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачную селитру гранулированную марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидную смолу марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал включает, мас. %: аммиачную селитру гранулированную марки Б 38-45, смолу поливинилхлоридную хлорированную марки ПСХ-ЛС 40-50, фторопласт-4 12-15. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания. Способ получения керамического расклинивающего агента включает помол шихты, гранулирование шихты и ее обжиг. При этом в качестве шихты используют природный высококремнеземистый песок в количестве 30-50% от массы смеси, магнезиальносодержащее сырье в количестве 50-70% и легкоплавкую монтмориллонитовую глину 1-10% или смесь монтмориллонитовых и гидрослюдистых глин 1-10% с содержанием в смеси гидрослюдистых глин в количестве от 0 до 100%. Перед помолом шихты осуществляют дополнительную термообработку высококремнеземистого песка при температуре не менее 900°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх