Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин



Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин
Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин

 


Владельцы патента RU 2601635:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов, снижение затрат пластовой энергии на движение флюидов с использованием биоразлагаемых полимеров и легко удалимых кольматантов. Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV 0,15-0,22; модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б 1,8-2,5; кальцинированную и/или каустическую соду 0,1-0,2; карбонат кальция 3-10; хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия 3-23; поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-0,2; воду - остальное. 3 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Известен буровой промывочный раствор (патент РФ №2289603 от 10.04.2009 г.), содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, биополимер ксантанового типа, этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0
Биополимер ксантанового типа 0,2-0,5
Указанные этилендиамиды жирных 0,05-3,0
кислот
УЩР или ГКР 3,0-6,0
Указанные соли 3,0-40,0
Вода остальное

Недостатками известного бурового раствора являются использование полимерных понизителей фильтрации, обладающих высокой устойчивостью к деструкции, и его неудовлетворительные структурно-реологические свойства, что приводит к повышенным гидродинамическим сопротивлениям при циркуляции раствора в скважине. Вследствие этого на продуктивный коллектор оказывается повышенная репрессия, приводящая к увеличению объема и глубины проникновения фильтрата раствора в пласт. Кроме того, использование хлорида кальция повышает жесткость воды, что приводит к снижению эффективности работы полимеров.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, включающий биополимер, полианионную целлюлозу, модифицированный крахмал, гидроксид щелочного металла, поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ, водорастворимую соль кремниевой кислоты и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Биополимер 0,05-0,2
Полианионная целлюлоза 0,1-0,25
Модифицированный крахмал 1,15-2,0
Гидроксид щелочного металла 0,045-0,16
Водорастворимая натриевая соль кремниевой кислоты 0,23-1,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ 0,3-1,0
Вода остальное,

при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно. Дополнительно с целью регулирования плотности в данный раствор допускается вводить утяжелитель - неорганические соли, или карбонатный утяжелитель, или бентонит (патент РФ №2186819 от 10.08.2002 г.). Данный состав принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения - биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, карбонат кальция, ингибитор набухания глинистых минералов, ПАВ и вода.

Недостатком известного состава, принятого за прототип, является наличие трудно растворимых компонентов: полианионной целлюлозы и бентонита. Полианионная целлюлоза является устойчивым к деструкции полимером, что усложняет вытеснение фильтрата бурового раствора из пласта в скважину. В случае использования бентонитового глинопорошка образуется плотная корка, кольматирующая пласт, что, с одной стороны, снижает фильтруемость раствора, а с другой стороны, снижает фильтрационные характеристики коллектора из-за сложности декольматации глинистых частиц, что приведет к повышению затрат пластовой энергии на движение флюидов.

Задачей изобретения является получение биополимерного промывочного раствора, сохраняющего фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов и снижающего затраты пластовой энергии на движение флюидов, с использованием биоразлагаемых полимеров и легко удалимых кольматантов.

Поставленная задача была решена за счет того, что известный буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, ингибитор набухания глинистых минералов, карбонат кальция, поверхностно-активное вещество и воду, содержит биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV, модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б, поверхностно-активное вещество ОП-10, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов содержит хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, и дополнительно содержит кальцинированную и/или каустическую соду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV 0,15-0,22
Модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б 1,8-2,5
Кальцинированная и/или каустическая сода 0,1-0,2
Карбонат кальция 3-10
Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или 3-23
хлорид натрия
Поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-0,2
Вода остальное

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - содержит биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV, модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б, поверхностно-активное вещество ОП-10; в качестве ингибитора набухания глинистых минералов содержит хлорид калия или углекислый калий или формиат натрия или хлорид натрия; введение кальцинированной и/или каустической соды; иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас. %: биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV - 0,15-0,22; модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б - 1,8-2,5; кальцинированная и/или каустическая сода - 0,1-0,2; карбонат кальция - 3-10; хлорид калия или углекислый калий или формиат натрия или хлорид натрия - 3-23; поверхностно-активное вещество ОП-10 - 0,1-0,2; вода - остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет использования в качестве регулятора структурно-реологических параметров ксантана марки xanthan gum FCC IV, в качестве регулятора рН кальцинированной и/или каустической соды, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов соли (хлорид калия, углекислый калий, формиат натрия, хлорид натрия), в качестве понизителя фильтрации крахмала марки МК-Ф1 или МК-Б, в качестве поверхностно-активного вещества ОП-10, в качестве утяжеляющего компонента и кольматанта карбоната кальция и за счет подбора определенного количественного соотношения компонентов в растворе.

Ксантановый биополимер марки xanthan gum FCC IV использован в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации. Молекулы ксантана адсорбируют воду с образованием трехмерной сетки из двойных спиралей ксантана, по структуре близкой с гелем, но отличающейся меньшей вязкостью, что позволяет снизить фильтрацию в продуктивный пласт и обеспечить высокую выносящую способность раствора. Разветвленная пространственная структура цепи полимера ксантана обеспечивает снижение фильтрации жидкости в продуктивный пласт. Ксантан формирует токситропные, густые неньютоновские растворы. Его растворы проявляют следующие свойства: высокую вязкость при низкой концентрации и скорости сдвига; устойчивость к влиянию ферментов, солей, кислот, оснований; устойчивость к изменениям ионной силы, температуры; постоянную высокую вязкость в широком диапазоне рН от 2 до 12; высокий модуль упругости.

Ксантановый биополимер является природным биополимером, разлагается вследствие биодеструкции в пласте и не приводит к его засорению. Его высокая псевдопластичность (при увеличении сдвигового усилия резко понижается вязкость, после снятия усилия начальная вязкость восстанавливается почти мгновенно) способствует снижению пластической и условной вязкости бурового раствора.

Оптимальные условия для быстрого «распускания» и работы полимеров обеспечиваются при значении водородного показателя 8-9. С этой целью в промывочный раствор вводится кальцинированная и/или каустическая сода. Помимо создания щелочной среды она эффективно снижает жесткость воды, что улучшает гидратацию полимера.

Использование в качестве загустителя и водоудерживающего компонента крахмала марки МК-Ф1 или МК-Б позволит снизить водоотдачу раствора, не увеличивая при этом его пластическую вязкость. Модифицированный экструзионный крахмал эффективно снижает водоотдачу промывочного раствора и является биоразлагаемым, что обеспечивает естественное разложение полимерной структуры через определенный период времени. Биологическое разложение крахмала происходит за 2-7 суток в зависимости от рН среды, температуры и обработки раствора бактерицидами. Данная особенность облегчает вытеснение фильтрата бурового промывочного раствора из пласта-коллектора и способствует быстрому восстановлению продуктивности пласта. Модифицированный крахмал успешно работает как в пресной, так и в минерализованной воде. Важным свойством модифицированного крахмала является его высокая устойчивость к моно- и поливалентной солевой агрессии. Кроме того, модифицированный экструзионный крахмал является экологически безопасным, не дефицитным и широко распространенным реагентом.

Карбонат кальция используется в качестве наполнителя - утяжелителя для повышения плотности буровых растворов, а также в качестве кольматанта - для закупоривания пор внутри породы, возникающих на внутренних поверхностях буровых скважин. Благодаря способности растворяться при солянокислых обработках, использование карбоната кальция позволит, не ухудшая реологических свойств раствора, улучшить вызов притока из скважины.

Для обеспечения необходимой минерализации бурового раствора с малой водоотдачей применяются следующие реагенты, обеспечивающие должную минерализацию промывочного раствора:

- хлористый калий (KCl);

- хлорид натрия (NaCl);

- формиат натрия (HCOONa);

- углекислый калий (K2CO3).

Применение вышеуказанных солей позволяет создавать промывочные растворы плотностью от 1050 кг/м3 до 1550 кг/м3.

Разработанный буровой раствор обладает достаточно высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами, что предотвратит глубокое проникновение фильтрата промывочного раствора в пласт и исключит образование стойких водо-нефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, а также позволит улучшить условия работы долота на забое скважины, обеспечит свободное прохождение бурильного инструмента по стволу и будет являться профилактическими мерами для предотвращения прихватов бурильной колонны.

Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- ингибитор набухания глин: хлорид калия по ГОСТ 4568-95 или карбонат калия по ГОСТ 10690-73 или формиат натрия по ТУ 2432-011-00203803-98 или хлорид натрия по ГОСТ 4233-77;

- понизитель фильтрации: модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б по ТУ 9187-002-00343094-2006;

- структурообразователь: биополимер ксантанового типа марки xanthan gum (FCC IV), WEGO CHEMICAL & MINERAL CORP.;

- кольматант: карбонат кальция по ТУ 95-2317-91;

- поверхностно-активное вещество: ОП-10 по ГОСТ 8433-81;

- регулятор рН среды: кальцинированная по ГОСТ 5100-85 и/или каустическая сода по ГОСТ Р 55064-2012;

- вода.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример.

Для получения заявляемого промывочного бурового раствора в 800 г воды (71,6%) вводят 1,12 г кальцинированной соды (0,1%), постепенно добавляют 22,35 г крахмала марки МК-Ф1 (2%), 2,23 г ксантана марки xanthan gum (FCC IV) (0,2%), 256,98 г формиата натрия (23%), 33,52 г карбоната кальция (3%), 1,12 г ОП-10 (0,1%), перемешивают.

По описанному способу были приготовлены растворы с другим содержанием ингредиентов. Компонентный состав заявляемых и известных буровых промывочных растворов приведен в таблице 1. Данные об ингредиентном составе заявляемого бурового раствора приведены в таблице 2.

В ходе лабораторных испытаний определяли по общеизвестным методикам следующие параметры заявляемого бурового промывочного раствора: плотность, показатель фильтрации, условную вязкость, толщину фильтрационной корки, пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига. Данные о показателях свойств заявляемых и известных буровых растворов приведены в таблице 3.

Как видно из таблицы 1, предлагаемый буровой промывочный раствор, по сравнению с аналогом и прототипом, не содержит трудно растворимых и устойчивых к деструкции компонентов, содержит легко разрушаемые компоненты и эффективные ингибиторы набухания глин.

Как видно из таблиц 1-3, предлагаемые буровые промывочные растворы содержат легко разрушаемые компоненты и обладают низкими значениями показателя фильтрации и технологически необходимыми структурно-реологическими свойствами, не уступающими прототипу, что позволяет максимально сохранять проницаемость фильтра продуктивных коллекторов и снизить затраты пластовой энергии на движение флюидов.

Разработанный полимерный буровой промывочный раствор является взрыво- и пожаробезопасным, не токсичным и экологически безопасным.

Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, ингибитор набухания глинистых минералов, карбонат кальция, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что он содержит биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV, модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б, поверхностно-активное вещество ОП-10, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов содержит хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, и дополнительно содержит кальцинированную и/или каустическую соду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV 0,15-0,22
Модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б 1,8-2,5
Кальцинированная и/или каустическая сода 0,1-0,2
Карбонат кальция 3-10
Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, 3-23
или хлорид натрия
Поверхностно-активное вещество ОП-10 0,1-0,2
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины. В способе снижения реакционной способности глин и сланцевой породы при проведении буровых работ используют буровой раствор на водной основе, содержащий агент ингибирования гидратации сланцевой породы, выбранный из группы, состоящей из: 2-этокси-1-аминоэтана, 2-пропокси-1-аминоэтана, 2-бутокси-1-аминоэтана, 1-этокси-2-аминопропана, 1-пропокси-2-аминопропана или 1-бутокси-2-аминопропана, причем агент ингибирования гидратации сланцевой породы присутствует в концентрации, достаточной для снижения реакционной способности глины или сланцевой породы, от 2,85 кг/м3. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Сущность: углеводородсодержащее сырье, включающее воду и гидратообразующие компоненты, обрабатывают ингибитором, в качестве которого используют композицию, содержащую кинетический ингибитор, термодинамический ингибитор и синергетическую добавку, выбранную из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, R2 - алкильный радикал, оксиэтилированные жирные спирты, оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид, полипропиленоксид, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида или смесь указанных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %: кинетический ингибитор гидратообразования 2,0-8,0; термодинамический ингибитор гидратообразования 84,0-96,0; синергетическая добавка - остальное, до 100. Достигаемый технический результат заключается в более высокой, по сравнению с известным способом, ингибирующей способности описываемого способа. 4 пр.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев. Гиперразветвленный полилизин применяют в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт, степень разветвления полилизина составляет от 10 до 99.9%, предпочтительно от 20 до 99%, более предпочтительно от 20 до 95%, молекулярная масса полилизина находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, более предпочтительно в диапазоне 750-5000 г/моль, и особенно в диапазоне 750-1500 г/моль. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода. Тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол, при следующем соотношении компонентов, масс.%.: хлористый кальций - 5,57-3,97, хлористый барий - 10,49-7,46, рассол хлористого магния (плотностью 1,32 г/см3) - 12,11-8,62, вода - 52,10-37,07, микродур - 10,14-36,06, суперпластификатор С-3 - 0,51-0,36, НТФ - 0,26-0,19, силикат натрия - 5,78-4,11, этилсиликат-40 - 2,53-1,80, ПАВ - сульфанол - 0,51-0,36. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию. Жидкость на водной основе, содержащая жидкость-носитель на водной основе и указанный выше проппант. Способ разрыва геологического пласта, включающий закачивание в указанный пласт указанной выше жидкости на водной основе. Технический результат - совершенствование расклинивающих систем. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил., 24 табл., 36 пр.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов. Композиция для кондиционирования грунта включает по сухому веществу раствор структурообразователя в количестве 40-80 мас.%, представляющего собой коллоидный кремнезем, раствор активатора в количестве 20-60 мас.%, представляющего собой смесь гидроксида кальция, гидроксида натрия и кремнефтористого натрия или сульфата натрия в соотношении 40-60, 10-30 и 10-30 мас.% соответственно. При этом представлены альтернативные варианты указанной выше композиции с приведением различных видов структурообразователей и активаторов. В способе кондиционирования грунта компоненты указанной выше композиции вносят в грунт путем инъекционной пропитки, или нагнетанием при высоком давлении методом гидроразрыва, или нагнетанием при сверхвысоких давлениях и интенсификацией перемешивания слоев грунта под действием давления. Способ развит в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение бурения в обводненных грунтах (плывунах) высокой степени текучести с захватом выбуренного грунта шнеками ТПМК, консолидации и стабилизации плывунных грунтов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 28 табл., 12 пр.
Наверх