Состав тампонирующего действия

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Состав тампонирующего действия содержит портландцемент и кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм. Кварцевый песок с халцедоном предварительно обрабатывают потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр. Состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. %: портландцемент 36-40, кварцевый песок 60-64. Техническим результатом изобретения является увеличение линейного расширения, прочности на растяжение при изгибе. 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Известен тампонажный состав, который включает тампонажный портландцемент, расширяющуюся добавку (сульфоалюминатно-известковый спек), поверхностно-активное вещество (абиетат натрия) и термообработанную глину, при следующем соотношении компонентов, мас. %: тампонажный портландцемент 49-74,9, сульфоалюминатно-известковый спек 5-20; абиетат натрия 0,1-1,0 (RU №2204694, Е21В 33/138, опубл. 20.05.2003).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав тампонирующего действия, содержащий, мас. %: минеральное вяжущее - напрягающий, глиноземистый, гипсоглиноземистый цемент, портландцемент, известь, соль кремниевой или фосфорной кислоты или их смесь 50-95 и расширяющуюся добавку - продукт взаимодействия кислоты и/или основания с цементом 5-50. (RU №2341624, Е04В 1/68, С09К 3/10, С09К 8/467, С04В 28/00, опубл.20.12.2008).

Недостатками данных изобретений являются низкое линейное расширение и прочность на растяжение при изгибе тампонажного камня.

Задачей настоящего изобретения является создание нового состава тампонирующего действия, обеспечивающего улучшение физико-механических характеристик тампонажного камня, а именно увеличение линейного расширения и прочности на растяжение при изгибе.

Технический результат достигается тем, что в составе тампонирующего действия, содержащем портландцемент и песок, в качестве песка содержит кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм, содержащий халцедон, предварительно обработанный потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

портландцемент 36-40
указанный кварцевый песок 60-64

Пример конкретного выполнения.

1. Кварцевый песок следующего фазово-минералогического состава: примерно 50% - зерна кварца; примерно 25% - зерна кварц-полевошпатной природы; примерно 11% минералы группы карбонатов, примерно 7% включения халцедона, примерно 7% рудных минералов с размером зерен не более 2,5 мм различных поставщиков (например ООО "Юником", Санкт-Петербург, ООО «Кыштымский каолин», г. Кыштым Челябинской области, ООО «КОПИА», г. Санкт-Петербург), подвергают предварительной электронно-лучевой обработке с применением плазменных разрядов с использованием резонансно-трансформаторного ускорителя электронов РТЭ-1 В при энергии электронов 900 кэВ, токе 1 мА и значении поглощенной дозы 600 кГр.

2. Готовят образцы цементно-песчаного тампонажного раствора при водоцементном отношении - 0,35-0,4. При этом используется пикалевский цемент ПЦ400 Д0-Д20 или ПЦ500 Д0-Д20 и обработанный потоком ускоренных электронов с дозой 600 кГр кварцевый песок, содержащий халцедон.

3. После набора образцами марочной прочности оценивают их физико-технические показатели в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 и ГОСТ 310.4-81, результаты представлены в таблице.

Из таблицы видно, что наилучшими физико-механическими характеристиками обладают образцы тампонажного состава с кварцевым песком с халцедоном, обработанным потоком ускоренных электронов с дозой 600 кГр. Активирующий эффект связан с тем, что при электронно-лучевой обработке изначально инертный заполнитель в виде кварцевого песка становится реакционно-способным и образует с щелочными соединениями поровой жидкости в смеси расширяющийся щелочно-силикатный гидрогель, приводящий к увеличению линейного расширения образцов. Увеличение прочностных характеристик может быть связано с дополнительным взаимодействием силикатного гидрогеля с гидроксидом кальция с образованием новых гидросиликатов кальция и способствуетупрочнению системы.

Состав тампонирующего действия, содержащий портландцемент, песок, отличающийся тем, что в качестве песка содержит кварцевой песок с размером зерен не более 2,5 мм, содержащий халцедон, предварительно обработанный потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

портландцемент 36-40
указанный кварцевый песок 60-64



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения. Способ извлечения нефти включает: обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида (ДМС), причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью; обеспечение водяного пара или горячей воды, имеющей температуру по меньшей мере 85°С; совместное введение указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, которая имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°С, измеренный в соответствии со стандартом ASTM метод D 6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 мас.% от объединенных водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, которые вместе введены внутрь пласта; контактирование водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; добычу нефти из пласта после введения водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти внутрь пласта. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил., 8 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию и кубовый остаток производства бутиловых спиртов, содержит углеводородную фракцию 85-163°C в смеси кубовым остатком производства бутиловых спиртов при следующих соотношениях, мас.%: углеводородная фракция 85-163°C 50-80, кубовый остаток производства бутиловых спиртов 20-50, указанную смесь подвергают непрерывному волновому воздействию с частотой 7,2 кГц. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в «жестких условиях», расширение сырьевой базы и снижение себестоимости за счет исключения дефицитных добавок, которые являются сырьем нефтехимии. 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к производству керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче углеводородов методом гидравлического разрыва пласта. Шихта для производства легковесных керамических проппантов содержит 90,0-99,5 мас.% природного песка и 0,5-10 мас.% цементного клинкера и/или цемента. Легковесный кремнеземистый проппант, изготовленный из указанной шихты, характеризуется пониженной насыпной плотностью до 1,4 г/см3 и демонстрирует пониженную разрушаемость под нагрузкой 10000 psi. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Настоящее изобретение касается способа получения гидрофобно-ассоциирующих макромономеров М и новых макромономеров. Описан способ получения макромономера М общей формулы (I) ,причем структурные единицы (-СН2-СН2-O-)k и (-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-СН2-СН2-O-)m в блочной структуре располагаются в представленной в формуле (I) последовательности, причем остатки и индексы имеют следующие значения: k это число от 10 до 150; l это число от 5 до 25; m это число от 0 до 15; R1 это Н; R2 независимо друг от друга представляет собой двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n' означает натуральное число от 3 до 5; R3 независимо друг от друга представляет собой углеводородный остаток с 2-14 атомами углерода, с тем условием, что сумма атомов углерода во всех углеводородных остатках R3 находится в пределах от 15 до 50; R4 представляет собой Н, включающий в себя следующие этапы: a) реакция моноэтилен-ненасыщенного спирта А1 общей формулы (II) ,с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют заданные выше значения; с добавлением щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe; причем получают алкоксилированный спирт А2; b) реакция алкоксилированного спирта А2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формул (Z), причем R3 имеет заданное выше значение; с добавлением щелочного катализатора K2, причем катализатор К2 содержит по меньшей мере одно основное соединение натрия, выбранное из NaOH, NaOMe и NaOEt; причем концентрация ионов калия при реакции на этапе b) меньше или равна 0,9 моль% относительно использованного спирта А2; и причем реакцию на этапе b) проводят при температуре, меньшей или равной 135°С, причем получают алкоксилированный спирт A3 согласно формуле (III), ,где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют заданные выше значения; c) при необходимости - реакция по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт А4, который соответствует макромономеру М согласно формуле (I), где R4=Н, a m больше 0. Также описан макромономер, полученный указанным выше способом. Технический результат – получение гидрофобно-ассоциирующих макромономеров, обладающих малым количеством групп, создающих поперечную сшивку, и которые можно полимеризовать с получением сополимеров с малым количеством гелей. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 30 пр.

Изобретение относится к помещаемому в воду формованному полимерному изделию для получения текучей среды для гидравлического разрыва пласта при бурении и способу изготовления его. Помещаемое в воду формованное полимерное изделие имеет структуру дисперсии, в которой гидролизующийся полимер диспергируется в матрице водорастворимого полимера. Гидролизующийся полимер диспергирован в матрице в гранулированной или волокнистой форме. Матрица водорастворимого полимера содержится в количестве, составляющем от 10 до 150 массовых частей в расчете на 100 массовых частей гидролизующегося полимера. Формованное полимерное изделие может упрощать операцию смешивания с водой без ухудшения свойств гидролизующегося полимера. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат заключается в снижении реологических и фильтрационных свойств тампонажного раствора, а также в повышении его растекаемости и стабильности, при одновременном повышении прочности образующегося тампонажного камня. Пеноцементный тампонажный материал включает портландцемент, ускоритель схватывания - водорастворимые соли кальция, гидроксиэтилцеллюлозу, пенообразующее поверхностно-активное вещество ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты, добавку и воду, при этом в качестве добавки материал содержит адгезионную добавку - латекс редиспергируемый, и понизитель водоотдачи - полимер на основе 2-акрил-2-метилпропан сульфокислоты, а в качестве ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты со степенью оксиэтилирования 6-12 и числом метиленовых групп 10-20, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 100; ускоритель схватывания 1,0-3,0; гидроксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2; указанное ПАВ 0,2-0,4; указанная адгезионная добавка 1,0-5,0; указанный понизитель водоотдачи 0,4-0,6; вода 48-50. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 6 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий выбор дискретных покрытых наночастиц, каждая из которых содержит ядро, содержащее сплав металла, реакционно-способного экзотермически реагировать с водой, и оболочку, содержащую органический материал менее реакционно-способный экзотермически реагировать с водой, чем сплав металла, выбор жидкости из группы, состоящей из нефти и неполярной органической жидкости, выбор по меньшей мере одной добавки из группы, состоящей из катализатора наночастиц, поверхностно-активного вещества, эмульгатора, ингибитора коррозии, диспергирующего агента, ингибитора отложений, растворителя отложений, противовспенивателя и биоцидного агента, смешивание дискретных покрытых наночастиц с жидкостью и по меньшей мере одной добавкой для формирования суспензии, в основном состоящей из дискретных, покрытых наночастиц, жидкости и по меньшей мере одной добавки, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, прикрепленный к внутренним поверхностям подземного пласта, изменение по крайней мере одного из следующих параметров: температура, значение рН, состав материала и давление в подземном пласте, обеспечивает реакцию по крайней мере части дискретных, покрытых наночастиц с водным материалом и формирование стабилизированной эмульсии, включающей обработанный углеводородный материал, и извлечение стабилизированной эмульсии из подземного пласта. Способ обработки углеводородного материала в подземном пласте, включающий формирование суспензии, состоящей из дискретных функционализированных наночастиц, способных экзотермически реагировать с водой, каждая из дискретных функционализированных наночастиц содержит ядро, содержащее сплав Mg или безводный AlCl3, оболочку, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, и включающую оксид алюминия, функциональные группы, прикрепляются к оболочке и выбираются из группы, состоящей из карбоксильных групп, групп простого эфира, кетоновых групп, аминогруппы, гидроксильной группы, алкоксигруппы, алкильных группы, арильных групп, аралкильных групп, алкарильных групп, группы лактона, имидазольной группы, пиридиновой группы и фторированной группы, и жидкости, выбранной из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, добываемой воды, солевого раствора, водной пены и смеси воды и спирта, доставку суспензии в межпоровые пространства подземного пласта, содержащего углеводородный материал, при этом образуется эмульсия, стабилизированная дискретными функционализированными наночастицами, и реакцию по крайней мере части дискретных функционализированных наночастиц стабилизированной эмульсии внутри подземного пласта для выделения тепла и изменения по крайней мере одного свойства углеводородного материала. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения углеводородов. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов с аномально высокими забойными температурами и пластовыми давлениями содержит, мас.%: минеральное масло ВМГЗ 56,13-59,50; альфа-олефины фракции С12-С14 18,71-21,60; органобентонит BENTOLUX ОВМ 1,82-2,18; синтетический полимерный латекс 2,58-3,02; эмульгатор MP-150 2,61-3,09; оксид кальция СаО 0,39-2,38; 30%-ный водный раствор хлорида кальция CaCl2 7,44-15,32; гидрофобизатор АБР-40 1,86-2,14 и галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Технический результат - увеличение линейного расширения, прочности при сжатии. Состав тампонирующего действия содержит смесь портландцемента и тампонажного портландцемента, кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм, предварительно обработанный потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр, при следующем соотношении компонентов, мас. %: портландцемент 24-29, тампонажный портландцемент 3-5, указанный кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм 68-71. 1 табл.

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C. Технический результат изобретения - повышение термостойкости раствора при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: сополимер Силфок 2540С, полученный сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8, 5-7; сульфат алюминия 10-15; каустическую соду 3,6-5,4; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 0,5-1; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Состав тампонирующего действия содержит портландцемент и кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм. Кварцевый песок с халцедоном предварительно обрабатывают потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр. Состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. : портландцемент 36-40, кварцевый песок 60-64. Техническим результатом изобретения является увеличение линейного расширения, прочности на растяжение при изгибе. 1 табл., 1 пр.

Наверх