Тампонажный состав


 


Владельцы патента RU 2616629:

Общество с ограниченной ответственностью "НефтеГазИнвест-Интари" (RU)

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду. Поставленная задача решается тампонажным составом, содержащим, мас.%: 15-25 сополимерной непластифицированной акриловой эмульсии на основе стирола и эфиров метакриловой кислоты, 4-15 сополимера карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей и 64-70 тонкодисперсных минеральных добавок. 1 табл.

 

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны

Известен способ повышения герметизации мест течи воды в подземных сооружениях (патент РФ №2496795, 2008 г. ) за счет использования полимера, обладающего способностью к набуханию в результате полимеризации. Применяются полимеры, получаемые полимеризацией состава, содержащего полиалкиленгликольдиметакрилат с молекулярной массой, равной 2500-5000 г/моль, и, по меньшей мере, (мет)акрилатный мономер, в особенности (мет)акрилатную кислоту и амино(мет)акрилаты. Недостатком указанного способа является то, что состав быстро затвердевает даже при низкой температуре, что обуславливает использование смесительной камеры малого объема, в которую полимерный состав и раствор инициатора вводят таким образом, чтобы они смешивались и непосредственно после этого попадали к месту применения.

Наиболее близким к заявляемому является способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважине (патент РФ №2503702, 2014 г.), который включает гидролиз полиакрилонитрильного сырья жидким натриевым стеклом в водной смеси с рН 12-14 при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: полиакрилонитрильное сырье 3,8-4,8, жидкое натриевое стекло 48-59,5, вода - остальное, в котором температуру смеси при постоянном перемешивании доводят до 95-100°С, поддерживают ее в течение времени, необходимого для образования однородной вязкой равномерно окрашенной массы, выдерживают полученную массу без нагрева и перемешивания до разделения ее на два слоя, отделяют верхний слой - полимерный раствор - в качестве полученного акрилового реагента, а нижний слой - щелочной раствор, содержащий жидкое натриевое стекло, в дальнейшем используют для гидролиза полиакрилонитрильного сырья. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает смешение нескольких полимерных растворов, полученных указанным выше способом. Недостатком указанного способа является обязательность приготовления состава при условии его нагрева до 95-100°С, выдержка его до остывания и фазового разделения, что весьма трудоемко и низкотехнологично. Кроме того, данный способ ограничивается областью бурения скважин и ликвидации поглощений и не рассчитан на устранение высоконапорных вод прорыва, а также снижает проницаемость среды от 40% до 99%.

Задачей изобретения является повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Поставленная задача решается тампонажным составом, представляющим собой смесь акрилатов и минерального связующего, отличающимся тем, что состав содержит от 15% до 25% сополимерной непластифицированой акриловой эмульсии на основе стирола и эфиров метакриловой кислоты, от 4% до 15% сополимера карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей и от 64% до 70% тонкодисперсных минеральных добавок.

Заявляемый тампонажный состав приготавливают методом обработки, основанным на многофакторном воздействии, реализуемом в роторном импульсном аппарате. Многофакторное воздействие состоит из трех основных видов воздействий: механического, акустического и теплового. Дискретное, сконцентрированное и локализованное многофакторное воздействие существенно интенсифицирует процесс массопереноса веществ из жидкости на поверхность твердых минеральных частиц за счет большой удельной диссипации энергии в малом объеме за малый интервал времени. В результате интенсивного диспергирования образуется однородная смесь с мелкодисперсными частицами, обладающая высокими гидроизолирующими свойствами.

В таблице представлены результаты проведенных опытов.

Применение данного типа композита при строительстве и ремонте зданий и сооружений экологически безопасно как для человека, так для и животных и гидробионтов.

Полученный данным способом композит обладает следующими свойствами:

- от 40% до 99% повышает гидроизоляционные свойства грунтов;

- от 30 до 70% обладает высокой сейсмостабильностью;

- от 70 до 98% способен изменять форму и «самозалечиваться» при динамических нагрузках;

- от 80 до 90% устойчив к воздействию неполярных жидкостей;

- от 50 до 80% устойчив к биологическому и химическому воздействию;

- от 60 до 90% повышает устойчивость заглубленных сооружений к воздействию грунтовых вод, вод прорыва;

- от 50 до 90% улучшает физико-механические свойства грунтов;

- снижает вероятность возникновения техногенных аварий, возникающих при воздействии на заглубленные сооружения вод прорыва.

Полученный композит выдерживает значительные гидродинамические нагрузки (давление до 20 Атм, расход до 150 м3/ч).

Технический результат состоит в многократном увеличении объема тампонажного состава, образующемся вследствие взаимодействия заявляемых компонентов с водой и грунтами и, как следствие этого, повышении качества гидроизоляционных работ. Многократное и регулируемое увеличение объема упругой нетвердеющей тампонирующей массы обеспечивает ей возможность принимать заданную полимерминеральную форму гидронепроницаемой объемной мембраны вокруг изолируемого сооружения, причем, не требуется проведение повторных ремонтных работ, т.к. созданная объемная мембрана при возникновении динамических нагрузок способна самовосстанавливаться при разрыве и нарушении ее сплошности с раскрытием трещин до 70 мм на 10 см3 объема. При этом благодаря компонентному составу тампонажная масса не растворяется в воде и, следовательно, возможность ее размыва водой ничтожно мала.

Тампонажный состав, представляющий собой смесь акрилатов и минеральных добавок, отличающийся тем, что состав содержит в мас.%: от 15 до 25 сополимерной непластифицированой акриловой эмульсии на основе стирола и эфиров метакриловой кислоты, от 4 до 15 сополимера карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей и от 64 до 70 тонкодисперсных минеральных добавок.



 

Похожие патенты:

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления среднеплотных и легковесных керамических проппантов с насыпной плотностью 1,4 – 1,55 г/см3 из шихты на основе смеси термообработанного природного магнийсиликатного сырья и кварцполевошпатного песка.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления. Способ глушения нефтяной скважины включает закачивание в скважину по колонне НКТ солевого раствора на основе хлорида калия с плотностью, необходимой для пластовых условий. Далее закачивают вязкоупругий состав, включающий солевой раствор на основе хлорида калия, 0,1 мас.% каустической соды и полимер-загуститель с наполнителем - 0,75 мас.% ксантановой камеди и с 2,5 мас.% вермикулита. Закаченные компоненты продавливают через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне и образовавшуюся в процессе гидроразрыва трещину разрыва в прискважинную зону с образованием на забое и в призабойной зоне пласта блокирующего экрана, непроницаемого для воды и газа, содержащегося в добываемой нефти. Затем закачивают по колонне НКТ в затрубное пространство только солевой раствор созданием прямой циркуляции между эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной НКТ. 2 ил.
Наверх