Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2588078:

Закрытое Акционерное Общество "Октопус" (RU)

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 нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе капитального ремонта скважин и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Известен тампонажный раствор по АС СССР №785463, содержащий цемент, поверхностно-активное вещество, регуляторы сроков схватывания и загустевания, органический компонент и воду, в качестве поверхностно-активного вещества раствор содержит сульфонол, а в качестве органического сероводородного защитного компонента - флотореагент Т-66 при следующем соотношении компонентов, вес. ч.: цемент - 100; сульфонол - 0,5-1,0; регуляторы сроков схватывания и загустевания - 0,05-0,3; флотореагент Т-66 - 2-15; вода - 35-58.

Недостатком данного тампонажного раствора является:

- недостаточные прочностные показатели тампонажного камня;

- невысокие адгезионные свойства к металлу труб и стенкам скважины;

- повышенная газопроницаемость, что в условиях сероводородной среды ведет к разрушению цементного камня.

Известен тампонажный раствор по АС СССР №1403695 содержащий портландцемент, органическую добавку, воду, карбонат натрия, а в качестве органической сероводородной защитной добавки - высококипящие фракции производства морфолина при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 63,9-64,3, высококипящие фракции производства морфолина (ВФПМ) - 1,6-1,9, карбонат натрия - 1,9-2,2, вода - остальное.

Недостатком данного тампонажного раствора является:

- пониженная коррозионная стойкость тампонажного камня в сероводородсодержащей среде, характеризующаяся показателем ниже 0,9;

- ограниченные температурные условия до 80°C применения;

- невысокая флюидоупорность цементного камня.

Известен тампонажный раствор по АС СССР №1595057, включающий, портландцемент, органическую сероводородную защитную добавку - высококипящие фракции производства морфолина (ВФПМ) и зеленую патоку, карбонат натрия, воду, перманганат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %: портландцемент - 67,0-69,0, высококипящие фракции производства морфолина (ВФПМ) - 1,7-2,1, карбонат натрия - 2,0-2,4, зеленая патока - 0,1-0,6, перманганат калия -0,1-0,3, вода - остальное.

Недостатком данного тампонажного раствора является:

- невысокая прочность цементного камня;

- низкая растекаемость (подвижность) раствора равная 18-19 см;

- повышенная газопроницаемость тампонажного камня;

- использование запрещенных по экологическим причинам кубовых отходов органического синтеза на химических предприятиях и не имеющих стабильных технических показателей.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является сероводородородостойкий тампонажный раствор по патенту RU 2471843 С1, МПК C09K 8/467. Опубл. 10.01.2013, бюл. №1, включающий портландцемент, песок, утяжелитель, гидрофобизатор и жидкость затворения, отличающийся тем, что он дополнительно содержит «Микродур-261R-Х», регуляторы технологических свойств суперпластификатор С-3 и нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, усилитель термокоррозионной защиты - этилсиликат, а в качестве гидрофобизатора - сульфанол, в качестве утяжелителя - баритовый концентрат, в качестве песка - тонкомолотый кварцевый песок с удельной поверхностью 5000-8000 см2/г при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: портландцемент 60-30, «Микродур-261R-Х» 2-4, указанный песок 1-2, суперпластификатор С-3 0,3-1, нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,05-0,2, этилсиликат - 1,4-2,3, сульфанол 0,25-0,5, указанный утяжелитель 5-35, жидкость затворения 30-25.

Недостатком данного сероводородостойкого тампонажного раствора является:

- неудовлетворительная трещиностойкость его тампонажного камня при перфорационных работах и опрессовках эксплуатационной колонны, которая характеризуется отношением величины прочности на сжатие к величине прочности на изгиб [Булатов А.И. «Формирование и работа цементного камня в скважине» М.»Недра», 1990 г., стр. 378] и которая по лабораторным испытаниям для вышеуказанного состава равна 2,5-2,7;

- отсутствие химической защиты тампонажного камня от сероводородной агрессии.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является расширение области его применения за счет повышения устойчивости тампонажного камня в сероводородной среде в условиях повышенных температур и давлений, и придания ему свойств химически стойкого элемента, которые достигаются увеличением кремнеземистой составляющей камня, использования в качестве утяжелителя компонента активной «сильной» серной кислоты, ингибирования камня и обсадной колонны путем добавок чистых химических веществ, а также добавки маслорастворимой резины, в результате чего камень приобретает низкую газопроницаемость и высокую трещиностойкость. При этом плотность камня возрастает до величины 2,2 г/см3, которая обеспечивает противодавление на пласты и стенки ствола скважины аналогичное горному давлению.

Данный технический результат достигается разработкой стойкого к сероводородной среде тампонажного раствора за счет образования химически надежной кремнеземистой защиты, целенаправленного применения утяжелителя, образованного «сильной» кислотой, устойчивого против «слабой» сероводородной кислоты, применения защитного реагента-ингибитора, пластификатора, замедлителя, добавки специального тонкодисперсного сульфатостойкого вяжущего и тонкомолотой маслорастворимой бутадиен-стирольной СКС резины [Рабинович В.А., Хавин З.А. «Краткий химический справочник», изд. «Химик» 1978 г., стр. 230-231] с дизельным топливом, что позволяет при одновременном обеспечении коррозионной стойкости получить необходимые технологические параметры раствора и камня - пониженный водоотстой, прокачиваемость, повышенное адгезионное сцепление, низкие значения флюидоупорности, контракции, газопроницаемости и высокую трещиностойкость камня.

Техническая задача решается за счет того, что сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор, включает вяжущее вещество портландцемент, тонкодисперсное вяжущее «Микродур», тонкомолотый кварцевый песок, полиметиленнафталинсульфонат суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, этилсиликат, ПАВ сульфанол, утяжелитель барит, жидкость затворения, ингибитор триоксан [Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник», изд. «Химик», 1978 г., стр. 186], тонкомолотую маслорастворимую бутадиен-стирольную СКС резину, дизельное топливо при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%

вяжущее вещество портландцемент 56,34-46,51
тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 1,4-2,32
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

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в сероводородостойком уплотняющемся ингибированном тампонажном растворе, включающем вяжущее, песок, утяжелитель, жидкость затворения, тонкодисперсное вяжущее, этилсиликат, ПАВ, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, дополнительно используют тонкомолотую маслорастворимую бутадиен-стирольную СКС резину, дизельное топливо и ингибитор триоксан, что позволяет получить седиментационно-устойчивую систему с близким к нулю водоотстоем и с дальнейшим формированием коррозионно- и трещиностойкого ингибированного камня с неменяющимся объемом в течение длительного времени, с эффектом самоуплотнения микропор, микротрещин, контактных поверхностей, что позволяет обеспечить надежное цементирование обсадных колонн в скважинах с проявлениями сероводорода и рапы.

В предлагаемом растворе в качестве тонкодисперсного вяжущего используют особо тонкомолотый цемент типа «Микродур-261R-Х». Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA - BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз и более меньше частиц портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤ 2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20 000 - 25 000 см /г) и технологично подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродура» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Время истечения (условная вязкость) суспензии в возрасте до 3 часов колеблется от 28 до 30 сек.

Использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20 000 -25 000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.

Таким образом, его можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбамидной, фенолформальдегидной и др.) со следующими преимуществами: долговечность, простая и удобная технология приготовления суспензии и инъектирования, экологическая чистота, однородность с обычными цементами по составу, совместимость с цементом, бетоном и железобетоном, возможность выполнения работ в условиях обводненных и водонасыщенных конструкций и пластов.

Добавка «Микродура» в состав тампонажного раствора в количестве 1,4-2,32% позволяет полнее связать «свободную» воду в структуре цементного камня и тем самым обеспечить ему долговечность. Количество «Микродура» менее 1,4% несколько увеличивает контракцию раствора, увеличение более 2,32% снижает растекаемость раствора.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор для обеспечения термокоррозионной защиты содержит этилсиликат 1,12-1,86% и тонкомолотый кварцевый песок 2,8-4,65% с удельной поверхностью 5000-8000 см2/г, т.е. имея высокую тонкость помола по сравнению с портландцементом, использование его совместно с этилсиликатом позволяет создать в процессе твердения непроницаемую структуру камня за счет уплотнения межзернового пространства. Добавка этилсиликата менее 1,12% снижает коррозионную стойкость камня, увеличение его содержания более 1,86% снижает прочность цементного камня. Добавка тонкомолотого кварцевого песка менее 2,8% не обеспечивает термокоррозионную стойкость, увеличение более 4,65% увеличивает водоотделение тампонажного раствора.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор в качестве регулятора технологических свойств содержит нитрилотриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,06-0,09%, полиметиленнафталинсульфонат-суперпластификатор С-3 в количестве 0,14-0,23%, ПАВ сульфанол - 0,14-0,23%. При этом добавка НТФ менее 0,06 не обеспечивает необходимое время прокачиваемости, более 0,09% увеличивают водоотделение; добавки полиметиленнафталинсульфонат-суперпластификатора С-3 менее 0,14 увеличивает вязкость системы, более 0,23% водоотделение; уменьшение содержания ПАВ сульфанол менее 0,14% вызывает отстой гидрофобного этилсиликата, а увеличение выше 0,23% вспенивает цементный раствор.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор в качестве утяжелителя содержит тонкомолотый или химически осажденный барит со средним размером частиц менее 2 мкм в количестве 5,6-9,29%, который абсолютно устойчив по отношению к слабодействующей сероводородной кислоте и содержит минимальное количество посторонних примесей. Содержание барита менее 5,6% снижает плотность и коррозионную стойкость раствора, более 9,29% понижает прочность цементного камня, увеличивает время прокачиваемости, снижает растекаемость.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор в качестве жидкости затворения содержит воду или рассол хлористого натрия, или кальция плотностью от 1,0 до 1,35. В интервалах соленосных отложений и рапоносных горизонтов используется засолоненный тампонажный раствор, приготовленный на химически совместимых с горной породой рассолах, с возможностью исключения обменных процессов, ведущих к разрушению камня тампонажной основы.

При наличии в разрезе горных пород пресных или слабоминерализованных вод используют жидкости затворения плотностью 1,0-1,10 г/см3, в условиях минерализованных и сильноминералйзованных плотностью 1,10-1,35 г/см3.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор для улучшения адгезионных свойств может содержать расширяющуюся добавку тонкомолотой маслорастворимой бутадиен-стирольной СКС резины [Рабинович В.А., Хавин З.А. «Краткий химический справочник», изд. «Химик» 1978 г., стр. 230-231] в количестве 0,56-0,93% от массы портландцемента, которая, расширяясь при контакте с добавленным дизельным топливом в количестве 0,56-0,93% и пластовым флюидом (конденсатом, газом, нефтью) обеспечивает уплотнение цементного камня и повышает его трещиностойкость. Это позволяет предотвратить проникновение пластовых флюидов в структуру камня на стадии его твердения и образование каналов фильтрации и тем самым предотвратить МКД (межколонное давление) и МПП (межпластовые перетоки). Кроме того, для защиты от сероводорода цементного камня и обсадных труб тампонажный раствор содержит ингибитор широко распространенный низкомолекулярный полимер формальдегида - триоксан C3H6O3 плотностью 1,7 г/см3 и растворимостью 21,1 г/100 г воды. [Рабинович В.А., Хавин З.Я. «Краткий химический справочник», изд. «Химик», 1978 г., стр. 186] в количестве 0,28-0,46. %. Добавка тонкомолотой маслорастворимой бутадиен-стирольной СКС резины и дизельного топлива меньше 0,56% снижает трещиностойкость камня, а увеличение добавки более 0,93% снижает его прочность. Добавка ингибитора триоксан меньше 0,28% снижает коррозионную стойкость камня, а добавка больше 0,46% снижает его прочность камня.

Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор готовится обычным способом с применением цементировочных агрегатов и агрегато-смесительных машин АСМ-25, УСО-20 путем последовательной добавки компонентов в жидкость затворения: регуляторов технологических свойств, ПАВ, ингибитора, этилсиликата, дизельного топлива, смеси вяжущего вещества, тонкодисперного вяжущего, тонкомолотого песка, утяжелителя, тонкомолотой маслорастворимой резины.

Определение основных свойств раствора и камня проводят в соответствии с ГОСТами «Цементы тампонажные», «Методы испытаний». Плотность, растекаемость, водоотделение тампонажного раствора замеряют при температуре 22°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур лабораторные испытания проводят при температуре 75-90°C и атмосферном давлении, для условий АВПД при температуре до 120°C и давлении 60 МПа. Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре, время загустевания на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3, предел прочности на сжатие на испытательном стенде (Модель 4207D - CHANDLER), газопроницаемость GFS-830-SS - CHANDLER.

Пример. Для приготовления сероводородостойкого уплотняющегося ингибированного тампонажного раствора (состав 3, табл. 1) в воду объемом 310 см3 последовательно перемешивая, добавляются 2,8 г ингибитора триоксана, 0,6 г нитрилотриметиленфосфоновой кислоты НТФ, 1,4 г полиметиленнафталинсульфоната-суперпластификатора С-3, 1,4 г ПАВ сульфаиола, 11,2 г этилсиликата, 5,6 г дизельного топлива и приготовленная сухая тампонажная смесь, состоящая из 563,4 г портландцемента, 56 г барита, 14 г тонкодисперсного вяжущего, 28 г тонкомолотого песка, 5,6 г тонкомолотой маслорастворимой бутадиен-стирольной СКС резины. Раствор перемешивают в течение 3 мин., после чего определяют плотность, растекаемость, водоотделение. После повторного приготовления определяют прокачиваемость при температуре 90°C и давлении 30 МПа, формируют образцы камня при температуре 90°C для испытания на прочность через 48 часов твердения и на проницаемость через 5 суток твердения.

Результаты испытания приведены в таблице 1. Плотность раствора 1,87 г/см3, растекаемость 25 см, водоотделение 2,5 мл, прокачиваемость на КЦ-3 2-40 ч, прочность на сжатие 14 МПа, проницаемость менее 0,001 мкм2, трещиностойкость 3,4. Для цементирования колоны в интервалах солей и рапопроявлений в качестве жидкости затворения предложены солевые растворы (состав 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, табл. 1) различной плотности.

Концентрацию реагентов-замедлителей подбирают исходя из требуемого времени прокачиваемости для конкретной скважины при определенных горно-геологических условий.

Преимущества использования предлагаемого сероводородостойкого уплотняющегося ингибированного тампонажного раствора:

- получение надежной седиментационно-устойчивой системы с близким к нулю водоотстоем и с дальнейшим формированием коррозионно и трещино-стойкого уплотняющегося камня с неизменяемым объемом и прочностными характеристиками в течение длительного времени в агрессивных средах при температуре до 120°C;

- расширяется область применения и обеспечивается долговечное качественное крепление обсадных колонн, герметичность межколонного и заколонного пространства в условиях сероводородной агрессии, повышенных давлений и температур;

- предотвращаются заколонные флюидопроявления в условиях АВПД, повышенных температур при наличии высокого содержания сероводорода, за счет высокой седиментационной устойчивости, химически инертного состава рецептуры, низкой флюидопроницаемости и повышенной плотности и трещиностойкости.

Экономический эффект от использования предлагаемого сероводородостойкого уплотняющегося ингибированного тампонажного раствора обусловлен повышением безаварийного эксплуатационного срока в условиях сероводородной агрессии, обеспечивающего длительную надежность герметичности конструкции скважины в процессах строительства, эксплуатации, КРС, ликвидации и может достигать десятков млн рублей.

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, отличающийся тем, что раствор 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» 1,4-2,32
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

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве жидкости затворения используют воду или рассол хлористого натрия, или кальция плотностью от 1,0 до 1,35.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи. Проводят обследования участка, полосовое разноглубинное от 0,65 до 1,0 м предварительное ярусное рыхление грунта и под углом к его направлению основную обработку слоя полос. Причем создают основание экрана с поперечным профилем косинусной формы и дополнительными горизонтальными участками в экстремальных точках профиля основания. Проводят обработку полос с безотвальным регулируемым по глубине подрезанием верхнего слоя почвы, одновременной обработкой нижележащего слоя почвы и подпочвенного солонца с внесением на разъединенные комки химического мелиоранта. Образовывают прослойку из жидкого навоза в полости между подрезанным слоем почвы и обработанным с внесением мелиоранта. Выполняют укладку органоминеральной смеси с инерционно-напорной подачей через полости разноглубинных от 0,45 до 0,75 м параболических стоек объемных рыхлителей и между ними за ножами под отвалами. При этом водорегулирующий экран укладывается ниже слоя солонца в виде двух симметричных сопряженных слоев с криволинейной поверхностью и превышением уровня сопряжений над уровнем краев. Способ позволяет улучшить регулирование объемов воды, накапливаемой над экранами для потребления корневой системой растений, повысить продуктивность сельскохозяйственных угодий с одновременным созданием условий по сокращению осолонцевания почвы и сохранением поверхностного слоя без разрушения почвенных агрегатов, обеспечивает сокращение сроков мелиоративных работ, ускорение восстановления эффективного функционирования лугов, пашни на богарных землях. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода». Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе содержит талловое масло, модифицирующую добавку и растворитель, причем в качестве модифицирующей добавки используют смесь формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8, в качестве растворителя - смесь полигликоля, флотореагент-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: талловое масло 35-40; модифицирующая добавка 20-25; растворитель 35-45. 2 табл., 2 пр.
Наверх