Применение суспензий csh в цементировании скважин



Применение суспензий csh в цементировании скважин
Применение суспензий csh в цементировании скважин

 


Владельцы патента RU 2598945:

БАСФ СЕ (DE)

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 12 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

 

Эта заявка на патент имеет приоритет рассматриваемой предварительной заявки на патент США Регистрационного номера заявки 61/326253, поданной 02/21/2010, включенной сюда в полном объеме посредством ссылки.

Настоящее изобретение относится к применению суспензий CSH (calcium silicate hydrate) в разработке, эксплуатации и завершении подземных отложений минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах.

Подземные отложения минерального масла, природного газа и водные месторождения часто находятся под высоким давлением. Бурение в таких формированиях требует, чтобы давление циркулирующих жидкостей, находящихся в стволе скважины, было достаточно высоким, чтобы эффективно противодействовать давлению подземных формирований и, таким образом, предотвращать неконтролируемое появление жидкостей формирований в скважинах.

Как правило, скважины представляют собой выровненный участок под участком со стальными трубами. Кольцевой зазор между обсадными трубами и подземным формированием затем заполняют цементом. Это может проводиться путем нагнетания жидкого цементного теста непосредственно в кольцевой зазор или через обсадные трубы скважины в скважину для того, чтобы затем течь назад в этот кольцевой зазор в результате оказанного давления. Отвержденный цемент, во-первых, препятствует тому, чтобы в скважине неконтролируемым образом появлялись жидкости формирования, и, во-вторых, препятствует тому, чтобы жидкости формирования беспрепятственно проникали в другие формирования.

Температурные условия отложений значительно изменяются. Температуры в поверхностно-близких площадях областей вечной мерзлоты, таких как, например, Аляска, Канада и Сибирь, и в шельфовых скважинах в высоких широтах могут быть ниже точки замерзания и могут составить 400°С в случае геотермических колодцев. Поэтому поведение схватывания применяемого жидкого цементного теста должно всегда быть адаптировано к преобладающим условиям. В то время как замедлители в основном требуются при повышенных температурах, ускорители схватывания часто должны использоваться при низких температурах. Кроме того, применение добавок суперпластификаторов и/или добавок, снижающих водоотдачу, известных по существу в предшествующем уровне техники в применяемом жидком цементном тесте, может привести к продлению времени схватывания, что аналогично требует применение ускорителей.

Согласно Erik B. Nelson, Well Cementing, Schlumberger Educational Services, Sugar Land, Texas, 1990, глава 3-3, хлорид кальция без сомнения является наиболее часто используемым, наиболее эффективным и самым экономичным ускорителем схватывания для портландцементов. CaCl2, как правило, используется в концентрациях 2-4% мнац (мас.%, в пересчете на цементную фракцию). К сожалению, при концентрациях выше 6% мнац результаты становятся непредвиденными и могут происходить преждевременные реакции схватывания. Кроме того, есть риск коррозии колонны обсадных труб ионами хлорида.

Задачей настоящего изобретения поэтому было существенно избежать недостатки, связанные с предыдущим уровнем техники. В частности была потребность в альтернативных ускорителях, у которых нет вышеупомянутых недостатков.

Эта задача была достигнута при помощи признаков пункта 1 формулы изобретения. Зависимые пункты формулы относятся к предпочтительным вариантам осуществления.

WO 2010/026155 A1 описывает композиции ускорителя отверждения, которые в дополнение к растворимому в воде гребенчатому полимеру, подходящему как суперпластификатор для гидравлических связующих веществ, также включают частицы гидрата силиката кальция подходящего размера (см., например, пункты формулы 40-52 описания WO).

Сейчас неожиданно было найдено, что такие композиции также могут быть применены в качестве композиций ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ в разработке, эксплуатации и завершении подземных отложений минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах.

Настоящее изобретение соответственно относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая включает по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, подходящий в качестве суперпластификатора для гидравлических связующих веществ и частицы гидрата силиката кальция в разработке, эксплуатации и завершении подземных отложений минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах.

Композиция ускорителя схватывания здесь применяется или в виде суспензии, предпочтительно в виде водной суспензии, или в порошкообразной форме.

Гребенчатый полимер предпочтительно представляет собой сополимер, который имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы так же, как и кислотные функциональные группы, которые присутствуют на основной цепи. Он получен, например, свободнорадикальной сополимеризацией кислотных мономеров и полиэфирных макромономеров, весь сополимер содержит по меньшей мере 45 мол. %, предпочтительно по меньшей мере 80 мол. %, структурных единиц, производных от кислотных мономеров и/или полиэфирных макромономеров.

Гребенчатый полимер предпочтительно включает структурные единицы, производные от (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и/или полиалкиленгликоль(мет)акрилатов. Для детального обсуждения подходящих структурных единиц ссылка сделана на пункты формулы 47-49 WO 2010/026155 A1. Подходящие гребенчатые полимеры преимущественно имеют средние молекулярные массы (Mw) от 5000 до 200000 г/моль, предпочтительно от 10000 до 80000 г/моль и в особенности от 20000 до 70000 г/моль, измеренные при помощи гельпроникающей хроматографии.

В дополнение к упомянутому гребенчатому полимеру также могут присутствовать поликонденсаты, в особенности описанные в пунктах формулы 28-33 и 50 заявки WO 2010/026155 A1.

В применяемом гидрате силиката кальция, молярное отношение кальция к кремнию предпочтительно составляет от 0.6 до 2.0, в особенности от 1.1 до 1.8. Молярное отношение кальция к воде в гидрате силиката кальция предпочтительно составляет от 0.6 до 6, особенно предпочтительно от 0.6 до 2.0 и в особенности от 0.8 до 2.0.

Частицы применяемого гидрата силиката кальция преимущественно получены реакцией водорастворимого соединения кальция с водорастворимым силикатным соединением, реакцию предпочтительно проводят в присутствии водного раствора водорастворимого гребенчатого полимера, подходящего в качестве суперпластификатора для гидравлических связующих веществ. В отношении дополнительных деталей подходящего способа получения ссылка сделана на пункты формулы 1-38 WO 2010/026155 A1.

Подходящие частицы гидрата силиката кальция преимущественно является меньше чем 5 мкм, предпочтительно меньше чем 1 мкм, более предпочтительно меньше чем 500 нм, особенно предпочтительно меньше чем 200 нм и в особенности меньше чем 100 нм.

Предпочтительно, портландцементы, кальциевоалюминатные цементы, гипс, ангидрит, доменный шлак, шлаковый песок, летучая зола, кварцевая пыль, метакаолин, природные и синтетические пуццоланы и/или кальцинированный нефтяной сланец, предпочтительно портландцементы, являются подходящими в качестве неорганических связующих веществ, схватывание которых ускоряется согласно изобретению.

Эти связующие вещества преимущественно применяются в форме жидкого цементного теста, величина вода/цемент предпочтительно находится в диапазоне от 0.2 до 1.0, в особенности в диапазоне от 0.3 до 0.6.

Одной областью применения, которая рассматривается в особенности согласно изобретению, является цементирование скважин минерального масла и природного газа, в особенности в областях многолетнемерзлых пород и в шельфовом секторе.

Здесь применение согласно изобретению ускоряет схватывание жидкого цементного теста. В то же время скорость отверждения жидкого цементного теста выгодно увеличивается. Кроме того, время, за которое статистическая прочность геля отверждаемого жидкого цементного теста увеличивается от 100 фунт/100 фут2 (4.88 кг/м2) до 500 фунт/100 фут2 (24.4 кг/м2), выгодно сокращается. Это выгодно особенно в цементировании скважины, так как отверждаемое жидкое цементное тесто имеет тенденцию раскалываться при среднем диапазоне прочности геля из-за возрастания пузырьков газа. Этот диапазон быстро проходится согласно изобретению.

Композиция ускорителя схватывания согласно изобретению выгодно применяется вместе с другими добавками общеупотребительными в цементировании скважины, в особенности суперпластификаторами, влагопоглощающими агентами и/или модифицирующими реологию добавками.

Настоящее изобретение будет теперь объяснено более детально на основе следующего рабочего примера с ссылкой на фиг.1. Здесь:

Фиг.1 показывает увеличение прочности на сжатие различного жидкого цементного теста как функцию времени.

Пример применения 1

Получение жидкого цементного теста проводили согласно описанию API 10, участок 5 и приложение A. В этих целях:

700 г цемента (Lafarge, класс H)

266 г водопроводной воды

3.5 г Liquiment® K3F (суперпластификатор, продукт BASF Construction Polymers GmbH)

3.5 г Polytrol® FL 34 (добавка, снижающая водоотдачу, продукт BASF

Construction Polymers GmbH)

1.0 г трибутилфосфата (противовспениватель)

были гомогенно смешаны. К образцам были добавлены или без добавок (пустое значение), 0.80% мнац CaCl2 или различные количества X-Seed® 100 (продукт BASF Construction Polymers GmbH; водная суспензия гидрата силиката кальция, размер частиц <100 нм, содержание твердых частиц около 21 мас.%, активная часть гидрата силиката кальция около 7 мас.%, применяемый гребенчатый полимер: MVA2500 и EPPR312, также коммерческие продукты BASF). X-Seed® 100 были добавлены в количестве 0.07% мнац, 0.15% мнац, 0.30% мнац и 1.50% мнац в пересчете в каждом случае на активную часть гидрата силиката кальция.

Образцы были измерены на анализаторе статистической прочности геля (Chandler Engineering) при температуре 23°C и давлении 1000 psi (около 69 бар). Время, за которое статистическая прочность геля образцов увеличилась от 100 фунт/100 фут2 (4.88 кг/м2) до 500 фунт/100 фут2 (24.4 кг/м2), представлена в таблице 1.

Таблица 1
Образец Время [мин]
Пустое значение 6.5
0.80% мнац CaCl2 44.0
0.07% мнацХ-Seed 100 52.5
0.15% мнацХ-Seed 100 38.0
0.30% мнацХ-Seed 100 13.5
1.50% мнацХ-Seed 100 15.5

Кроме того, было измерено изменение прочности на сжатие со временем. Результаты показаны в графической форме на фиг.1.

Очевидно, что суспензия гидрата силиката кальция ускоряет увеличение прочности на сжатие до большей степени в более низкой дозе, чем CaCl2, за то же время, за которое статистическая прочность геля образцов проходит через критический диапазон, который существенно сокращается.

1. Применение композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, КОТОРЫЙ включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

2. Применение по п. 1, отличающееся тем, что композиция ускорителя схватывания применяется в виде суспензии, предпочтительно в виде водной суспензии.

3. Применение по п. 1, отличающееся тем, что композиция ускорителя схватывания применяется в порошковой форме.

4. Применение по любому из пп. 1-3, отличающееся тем, что гребенчатый полимер находится в виде сополимера, который может быть получен путем радикальной сополимеризации кислотных мономеров и полиэфирных макромономеров, причем сополимер в совокупности содержит по меньшей мере 45 мол. %, предпочтительно по меньшей мере 80 мол. %, кислотных мономерных и/или полиэфирных макромономерных структурных единиц.

5. Применение по п. 1, отличающееся тем, что гребенчатый полимер имеет среднюю молекулярную массу (Mw) от 5000 до 200000 г/моль, предпочтительно от 10 000 до 80 000 г/моль и в особенности от 20 000 до 70 000 г/моль, измеренную при помощи гельпроникающей хроматографии.

6. Применение по п. 1, отличающееся тем, что молярное отношение кальция к кремнию в гидрате силиката кальция составляет от 0,6 до 2,0, предпочтительно от 1,1 до 1,8.

7. Применение по п. 6, отличающееся тем, что молярное отношение кальция к воде в гидрате силиката кальция составляет от 0,6 до 6, предпочтительно от 0,6 до 2,0 и в особенности от 0,8 до 2,0.

8. Применение по п. 7, отличающееся тем, что частицы гидрата силиката кальция могут быть получены путем реакции водорастворимого соединения кальция с водорастворимым силикатным соединением, причем реакцию проводят в присутствии водного раствора водорастворимого гребенчатого полимера, пригодного в качестве пластификатора для гидравлических связующих веществ.

9. Применение по п. 1, отличающееся тем, что в качестве неорганических связующих веществ применяют портландцементы, кальцийалюминатные цементы, гипс, ангидрит, доменные шлаки, гранулированные доменные шлаки, летучую золу, кварцевую пыль, метакаолин, природные и синтетические пуццоланы и/или обожженные горючие сланцы, преимущественно портландцементы.

10. Применение по п. 9, отличающееся тем, что связующие вещества используются в виде цементного шлама, причем величина вода/цемент предпочтительно находится в пределах от 0,2 до 1,0, в особенности в пределах от 0,3 до 0,6.

11. Применение по п. 10 для ускорения схватывания цементных шламов.

12. Применение по п. 10 для сокращения времени, за которое статистическая прочность геля отверждаемых цементных шламов увеличивается от 100 фунт/100 фут2 (4,88 кг/м2) до 500 фунт/100 фут2 (24,4 кг/м2).

13. Применение по п. 1 вместе с другими добавками, употребляемыми при цементировании буровых скважин, в особенности пластификаторами, водоудерживающими средствами и/или модифицирующими реологию добавками.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

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.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Изобретение относится к области строительства дорожных оснований и оснований инженерных коммуникаций и может быть использовано для укрепления песчаных грунтов. Органоминеральная добавка для укрепления песчаных грунтов, включающая измельченный сапонит-содержащий материал, выделенный из пульпы хвостохранилища промышленного обогащения руд месторождения алмазов, отличающаяся тем, что она содержит указанный сапонит-содержащий материал, измельченный до размера частиц 307±83 нм, и дополнительно связующее - 5%-ный раствор глиоксаля, при следующем соотношении компонентов, мас.% песчаного грунта: указанный глиоксаль - 0,52; указанный сапонит-содержащий материал 17.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 табл., 3 пр.
Наверх