Армирующий материал для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта



Армирующий материал для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта
Армирующий материал для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта

 


Владельцы патента RU 2589785:

Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Применение пылеотходов, образующихся при обжиге серпентинита, в качестве армирующего материала для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта, где указанные пылеотходы вводят в количестве 0,05-0,5% от массы проппанта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - расширение сырьевой базы при производстве проппанта с усиленным покрытием. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Гидравлический разрыв пласта является процессом нагнетания жидкостей в нефтеносный или газоносный подземный пласт при достаточно высоких скоростях и давлениях, в результате чего пласт растрескивается. Для удерживания трещины в открытом состоянии после снятия давления разрыва применяется расклинивающий агент (проппант), который смешивается с нагнетаемой жидкостью. Применение ГРП увеличивает поток текучих сред из нефтяного или газового резервуара в скважину за счет увеличения общей площади контакта между резервуаром и скважиной, а также за счет того, что слой проппанта в трещине имеет более высокую проницаемость, чем проницаемость пласта.

Современные материалы, широко используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии, можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины и дебит скважины, относятся такие параметры, как разрушаемость, гранулометрический состав, форма гранул (сферичность и округлость) и плотность. По плотности проппанты подразделяются на высокоплотные, средней плотности, легковесные и ультралегковесные. Разрушаемость расклинивающих агентов возрастает с уменьшением их плотности. С целью снижения разрушаемости легковесных и ультралегковесных гранул расклинивателя и предотвращения его обратного выноса применяют различные полимерные материалы, которые наносят на поверхность гранул в виде тонкопленочного покрытия. Для еще большего снижения разрушаемости проппанта полимерное покрытие армируют тонкодисперсными минеральными порошками, синтетическими или минеральными волокнами.

Известен способ изготовления проппанта с покрытием и проппант (патент РФ №2435823), который включает нанесение на поверхность гранулы покрытия, состоящего из связующего и волокна, часть которого выходит за пределы слоя связующего. Соотношение длины каждого волокна к диаметру гранулы составляет от 0,06 до 0,44. Кроме того, гранулы дополнительно обрабатывают кремнийорганическим или фторуглеродным гидрофобизатором в количестве от 0,5% до 10% от массы волокон. Проппант получают указанным выше способом. В качестве указанного волокнистого материала используют волокна шелка, вискозу, хлопковую пряжу, базальтовое волокно, муллитокремнеземистое волокно.

Недостатком известного технического решения является необходимость предварительной подготовки волокнистого материала - измельчения до требуемой длины органических, синтетических и минеральных волокон, кроме того, минеральное волокно перед измельчением требует обязательной термообработки.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому решению является патент США 5,597,784 «Композитное и усиленное покрытие для проппантов и микрочастиц», в котором высокопрочная частица, состоящая из субстрата частицы, по существу отвержденного внутреннего полимерного покрытия, внешнего полимерного покрытия и усиливающего (армирующего) агента, встроенного на границе между внутренним и внешним полимерным покрытием, используется в ГРП подземной формации, причем подходящими усиливающими агентами являются различные минеральные наполнители, включая коллоидальный диоксид кремния, кварцевую муку, тальк, глину, слюду, асбест, карбонат кальция, сульфат кальция, металл и волластонит. Кроме того, общим для всех подходящих усиливающих агентов является требование, чтобы размер таких усиливающих агентов был, как правило, меньше, чем 300 меш, а армирующие материалы волокнистой или стержневой породы должны быть меньше, чем приблизительно 0,006″ (15 мкм) и предпочтительно 0,002″ (5 мкм) в длину. Из всех усиливающих материалов, предпочтение отдается кварцевой муке фракции примерно 325 меш.

Недостатком известного технического решения является необходимость специальной предварительной подготовки армирующего агента - тонкого помола зернистых материалов и минеральных волокон, кроме того, минеральные волокнистые материалы перед измельчением нуждаются в обязательной термической обработке.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является расширение сырьевой базы производства проппанта за счет вовлечения в производство пылевидных отходов обжига серпентинита, уловленных аспирационными системами.

Указанная задача решается тем, что пылеотходы, образующиеся при обжиге серпентинита, применяются в качестве армирующего материала для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта, причем указанные пылеотходы вводятся в количестве 0,05-0,5% от массы проппанта, а в качестве указанного полимера используют фенолформальдегидную или эпоксидную смолу. Кроме того, указанное покрытие наносят на магнийсиликатный или высококремнеземистый проппант.

Заявляемое техническое решение может применяться для любых типов проппантов и на любых предприятиях, производящих проппант с полимерным покрытием, вместе с тем, наиболее эффективным представляется его использование на предприятиях, производящих магнийсиликатный проппант. Это обусловлено тем, что основным сырьем для изготовления магнийсодержащих проппантов являются термообработанный серпентинит и кварцполевошпатный песок, следовательно, именно на этих предприятиях образуются значительные количества пыли, образующейся в процессе обжига серпентинита. Кроме того, указанные предприятия производят легковесный проппант с содержанием MgO менее 18 масс. % и ультралегковесный проппант, изготовленный на основе кварцполевошпатных песков. Пылеотходы обжига серпентинита - пылеунос, уловленный аспирационными системами, представляет собой термообработанную смесь тонкодисперсного форстерита и/или метасиликата магния и микроволокон асбеста. По гранулометрическому составу материал близок к требованиям, предъявляемым к армирующему агенту в патенте США 5,597,784, и имеет размер менее 30 мкм с преобладающим размером компонентов 5-15 мкм. Термообработка серпентинита, производимая, как правило, при температуре 900-1200°C, придает армирующему агенту дополнительную прочность, а сочетание порошкообразных микрочастиц с волокнами усиливает упрочняющий эффект армирующей добавки. В настоящее время пылеунос обжига серпентинита, уловленный системами аспирации, собирается и утилизируется на специальных полигонах в установленном порядке.

Для армирования могут быть использованы различные полимерные материалы, однако, по мнению авторов, наиболее предпочтительными являются фенолформальдегидные или эпоксидные смолы. Армированное пылеотходами обжига серпентинита полимерное покрытие может быть как однослойным, так и многослойным, что в конечном итоге определяется требованиями, предъявляемыми потребителями к прочностным характеристикам проппанта. Количество вводимых пылеотходов определяется гранулометрическим составом проппанта, при этом оптимальным, по мнению авторов, является содержание пылеуноса в покрытии от 0,05 до 0,5 масс. %. При введении пылеуноса обжига серпентинита в полимерное покрытие в количестве менее 0,05% от массы проппанта, армирующее действие добавки малозаметно, при увеличении количества указанной добавки свыше 0,5% от массы проппанта, последняя плохо удерживается на поверхности проппанта, нарушается сплошность покрытия, а также показатели сферичности/округлости гранул. Кроме того, образуется некоторое количество сростков гранул проппанта, требующих дополнительной переработки, что усложняет технологический процесс.

Примеры осуществления изобретения.

Пример 1. Пробу легковесных (насыпная плотность 1,4 г/см) магнийсиликатных проппантов фракции 12/18 меш массой 1 кг нагревали до температуры 145°C и помещали в лопастной смеситель, куда вводили физическую смесь сухой фенолформальдегидной смолы (марка СФ-010) и уротропина в качестве отвердителя при следующем соотношении компонентов: смола + уротропин - 1.8% от массы проппантов (смола - 154,8 г, уротропин - 25,2 г). Проппант и смолу перемешивали в течение 2 минут, затем в смеситель добавляли 5 г пылеотходов обжига серпентинита и продолжали перемешивание в течение 1 минуты. После перемешивания проппанты выгружали и охлаждали естественным образом. Аналогичным образом получали проппанты с различным содержанием пылеотходов обжига серпентинита. У подготовленных таким образом проппантов производилось определение разрушаемости по общепринятой методике ISO 13503-2:2006(Е). Результаты измерений представлены в таблице 1.

Пример 2. Пробу ультралегковесных (насыпная плотность 1,2 г/см) высококремнеземистых проппантов фракции 12/18 меш массой 1 кг нагревали до температуры 190°C и помещали в лопастный смеситель, куда вводили твердую эпоксидную смолу марки D.E.R.-671 в количестве 1,0% от массы проппантов, проппант и смолу перемешивали в течение 1 минуты, далее в материал добавляли расчетное количество отвердителя D.E.H-82. Смесь перемешивали в течение 1 минуты, затем в смеситель добавляли 0,5 г пылеотходов обжига серпентинита и продолжали перемешивание в течение 1 минуты, после чего в смеситель вновь вводили эпоксидную смолу марки DER-671 в количестве 1,0% от массы проппантов, перемешивали материал в течение 1 минуты, добавляли расчетное количество отвердителя D.E.H.-82 и продолжали перемешивание в течение 2 минут. После чего проппанты выгружали и охлаждали естественным образом. Аналогично получали проппанты с различным содержанием пылеотходов обжига серпентинита. У подготовленных таким образом проппантов производилось определение разрушаемости по общепринятой методике ISO 13503-2:2006(Е). Результаты измерений представлены в таблице 2.

Анализ данных таблиц показывает, что использование пылеотходов обжига серпентинита в качестве армирующего материала для полимерного покрытия, наносимого на поверхность магнийсиликатного или высококремнеземистого проппанта (примеры 3-5 таблиц 1, 2) позволяет повысить прочность покрытия, кроме того, использование указанных отходов снижает себестоимость продукции и уменьшает экологическую нагрузку на окружающую среду.

1. Применение пылеотходов, образующихся при обжиге серпентинита, в качестве армирующего материала для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта, причем указанные пылеотходы вводятся в количестве 0,05-0,5% от массы проппанта.

2. Применение по п. 1, отличающееся тем, что в качестве указанного полимера используют фенолформальдегидную или эпоксидную смолу.

3. Применение по п. 1, отличающееся тем, что указанное покрытие наносится на магнийсиликатный или высококремнеземистый проппант.



 

Похожие патенты:

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».

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.

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.

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.

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.
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.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
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.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл. .

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов. Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем перемешивания легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья при температуре 60-65°С в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас.%: легкое талловое масло 40-45; полигликоли 21-28; флотореагент-оксаль 11-14; щелочь 3-7; оксиэтилированные жирные спирты фракции С12-С14 3-6; концентрат головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья 10-15. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки. 12 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Композиция включает вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе четвертичных аминов с растворителем, усилитель вязкости - салицилат натрия, органический деструктор - карбамид или тиомочевину, а в качестве ПАВ она содержит вязкоупругий димерный ПАВ следующего строения: где R1 и R6 - одинаковые или различные, представляют собой алкильные группы C12-C18 и/или амидопропиламины следующего строения - (CH3)2N(CH2)3NCOC12-18H22-37; R2, R3, R4, R5 - метильная группа; R7 - C3H6O; A1 и A2 - анионы хлора (Cl-). Вязкоупругая технологическая жидкость для ГРП содержит указанную композицию и воду, причем массовое соотношение композиции и воды составляет 1:(1,6÷30) соответственно. Технический результат заключается в создании вязкоупругой технологической жидкости для ГРП, обладающей высокими вязкоупругими свойствами при повышенной температуре 70°C и более даже в пресной или слабоминерализованной воде, и обеспечивающей при этом быструю и полную потерю вязкости после проведения ГРП. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. Технический результат создания изобретения заключается в повышении плотности и седиментационной устойчивости, увеличении времени прокачиваемости утяжеленного тампонажного раствора при повышенных температурах при одновременном обеспечивании остальных технологических параметров раствора и камня. Утяжеленный тампонажный раствор включает портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду. Утяжеленный тампонажный раствор в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %: портландцемент тампонажный - 53,85-50,0, концентрат галенитовый из свинцовых руд - 23,05-26,92, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,015-0,03, натросол 250 EXR - 0,11-0,08, вода - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - снижение расхода полиэлектролита ВПК-402 и улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; анионную эмульсию Росфлок ПВ 0,5-2; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси. Изобретение также предусматривает способы с использованием полученного проппанта. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результата - повышение эффективности обработкию. 5 н. и 30 з.п. ф-лы,3 ил., 8 табл., 8 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам. Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород содержит, мас.%: формиат натрия 45,0-50,0, сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 1,3-1,5 и воду - остальное. Технический результат - повышение морозостойкости и стабильности. 1 табл.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %: талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.
Наверх