Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .буферные составы, например составы, используемые для разделения буровых растворов и цементирующих масс – C09K 8/40

Изобретение относится к цементной композиции, способу цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной и к сухой цементной композиции. Цементная композиция содержит: воду; гидравлический цемент - портландцемент и утяжелительную систему, включающую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, с кварцевым песком, где содержание кварцевого песка составляет 10-35% в расчете на массу цемента, причем утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см³. Способ цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной включает помещение в межтрубное пространство цементной композиции, указанной выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - получение композиции, имеющей высокую плотность, при одновременном сохранении свойств текучих сред, включая способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению и уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин включает водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и амфифильного полимера, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли. Технический результат - повышение эффективности герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом, за счет использования буферной жидкости с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными высокой стабильностью ее фазового состава, способностью предотвращать контакт используемого при проведении герметизации скважины тампонажного раствора с рассолом, повышенной несущей способностью, а также сокращение материальных затрат при проведении работ. Буферная жидкость, используемая при герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом, содержит, мас.ч.: водная полиуретановая дисперсия марки Аквапол 10 100, глинопорошок Бентокон «Супер 200» 9-11, Праестол марки 2510 0,13-0,15, полимер акриламида АК 631 0,03-0,06, модифицированный натриевый силикат Монасил 0,02-0,05. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение надежности глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях с аномально высокой температурой и давлением продуктивного пласта. В способе глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях путем закачки в скважину вместе с морской водой определенного объема задавочного состава, обеспечивающего создание в скважине столба глушения с неменяющимся во времени давлением на пласт, превышающим пластовое давление не менее чем в 1,2 раза, в качестве задавочного состава, предотвращающего прямой контакт холодной морской воды с перегретыми пластовыми флюидами и продуктивной толщей пласта, используют тяжелую гидрофобную дисперсную систему с плотностью, превышающей плотность морской воды более чем в 5 раз, в объеме, обеспечивающем образование в призабойной зоне скважины столба тяжелой гидрофобной дисперсной системы высотой, превышающего вскрытую перфорацией продуктивную толщу пласта не менее чем в 3 раза. Указанная дисперсная система представляет собой 70%-ную по объему дисперсную систему, где в качестве дисперсионной среды используют углеводородную жидкость, не застывающую при температурах до -10°С, плотностью не менее 0,860 г/см³, а в качестве дисперсной фазы используют смесь твердых металлических шариков диаметром в пределах 1-2 мм, 50% объема указанной смеси шариков имеют температуру плавления значительно выше температуры на забое скважины, а другие 50% объема указанной смеси шариков - температуру плавления ниже температуры на забое скважины на 10°С и более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. Технический результат - повышение смывающей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: гидроксиламин солянокислый 25-30, гидрохинон 0,5-1,5, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. Технический результат заключается в увеличении объема плотного контакта цементного камня с вмещающими поверхностями: обсадная колонна - цементный камень, цементный камень - горная порода. Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, характеризуется тем, что производят спуск в скважину колонны обсадных труб и промывку их инвертно-эмульсионным буровым раствором, осуществляют последовательную закачку в скважину четырех буферных жидкостей: разделительно-вытесняющей, растворяющей, отмывающей и вытесняющей, и последующую продавку их в заколонное пространство тампонажным цементным раствором и продавочной жидкостью с полным вытеснением их из скважины и установкой тампонажного цементного раствора в заколонном пространстве в необходимом интервале, при этом в качестве разделительно-вытесняющей буферной жидкости используют смесь инвертно-эмульсионного бурового раствора с пластовой водой и с органическим растворителем в объемном соотношении (4-6):(2,5-5,5.):(0,5-1,5) соответственно, в качестве растворяющей буферной жидкости - смесь органического растворителя, талового масла и 40%-ного водного раствора гидроокиси натрия в объемном соотношении (9,0-9,6):(0,2-0,5):(0,2-0,5) соответственно, в качестве отмывающей буферной жидкости - водный раствор моющего средства, дополнительно обладающего свойствами деэмульгатора, 0,5-4%-ной массовой концентрации, в качестве вытесняющей буферной жидкости - облегченный цементный раствор плотностью 1,35-1,45 г/см³, причем реологические характеристики: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига, растворяющей буферной жидкости превышают реологические характеристики предыдущей - разделительно-вытесняющей и последующей - отмывающей буферных жидкостей, а плотность и реологические характеристики вытесняющей буферной жидкости превышают эти показатели предыдущей - отмывающей буферной жидкости. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к структурированным буферным жидкостям с регулируемой плотностью, применяемым для разделения различных по составу и плотности тампонажного и бурового растворов и эффективного вытеснения последнего из интервала цементирования скважин с аномально пластовыми давлениями - АВПД. Комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости, содержащий, мас.%: углещелочной реагент фракционного состава - остаток, % на сите с сеткой: № 0,9-2,12; № 0,315-22,35; № 0,08-34,10 и после № 0,08 - остальное; 80,0-85,0, карбоксиметилцеллюлозу 15,0-20,0, нитрилотриметилфосфоновую кислоту 0,01-0,15 сверх 100%. Технический результат - повышение качества подготовки ствола скважины к цементированию, прочности контакта цемента с колонной и породой, качество разобщения пластов в скважинах с АВПД. 1 табл.

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. Технический результат - улучшение связывания цемента с обсадной колонной и стенкой скважины. Композиция вытеснительной жидкости для очистки части ствола скважины перед цементированием включет по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты общей формулы I, II и/или III:

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к составу для приготовления буферной жидкости, обладающей моющими свойствами. Состав для приготовления моющей буферной жидкости содержит, мас.%: триполифосфат натрия 79,4-89,3, кальцинированная сода 10,0-20,0, нитрилотриметилфосфоновая кислота -НТФ 0,5-0,8. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости при наличии нефтяных и масляных пленок на стенках колонны и скважины, а также повышение адгезии цементного раствора -камня. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к буферным жидкостям, используемым при цементировании обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения - обеспечение высокой степени сцепления цементного камня с вмещающими поверхностями. Буферная жидкость, используемая при цементировании обсадных колонн, содержит, мас.%: вода 91,7-99,37; пластификатор - поликарбоксилат Melflux или реагент на основе меламиновых и нафталиновых смол 0,01-1,0; эфир целлюлозы - оксиэтилцеллюлоза, или карбоксиэтилцеллюлоза, или полианионная целлюлоза, или метилцеллюлоза 0,01-1,0; ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3; каустическая сода 0,5-5,0; синтетическое моющее средство - CMC 0,01-1,0. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и капитальном ремонте скважин различного назначения. В способе цементирования скважин, включающем приготовление буферного и тампонажного растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное пространство продавочным раствором, в качестве буферного раствора используется седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный раствор, имеющий растекаемость в пределах 200-250 мм, содержащий песок фракции более 1 мм, мелкодисперсный керамзит, керамзитовую глину, активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м² /кг, воздухововлекающий компонент - силипон и жидкость затворения с заданным соотношением указанных компонентов, а в качестве тампонажного раствора - раствор с плотностью не более 1700 кг/м³ , содержащий бездобавочный тампонажный портландцемент, мелкодисперсную керамзитовую глину, активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, песок, термически активированный при температуре 800-900°С с удельной поверхностью 300-360 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон и жидкость затворения при заданном соотношении компонентов, при этом сначала нагнетают буферный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м³, а затем тампонажный раствор с регулируемой плотностью от 1400 до 1700 кг/м³, а продавку ведут до буферного раствора из заколонного пространства продавочным агентом. 1 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к сухим смесям для получения буферных растворов с регулируемой плотностью, используемых при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и других скважинах. Технический результат изобретения - повышение седиментационной устойчивости получаемого из сухой смеси буферного раствора, расширение диапазона регулирования плотности раствора, улучшение совместимость его с буровыми и тампонажными растворами. Сухая смесь для буферного раствора содержит, мас.%: песок 20-35, активированную помолом глину, предварительно обожженную при температуре 950-1000°С, 64-79, полуводный гипс 0,5-1,0, силипон 0,005-0,01. 2 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для цементирования кондуктора и эксплуатационной скважины с аномально низким пластовым давлением Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением включает последовательную закачку в нее буферной жидкости, тампонажного цементного раствора и аэрированного тампонажного цементного раствора, продавочной жидкости. Осуществляют закачку буферной жидкости состава, мас.%: пенообразователь «Газблок-М» 3-4, реагент НМН-200 2-3, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,2-1,0, вода остальное, затем закачку указанной жидкости, аэрированной воздухом или инертным газом, в качестве тампонажного цементного раствора используют раствор повышенной изолирующей способности - РПИС с плотностью 1810-2000 кг/м ³, состава, мас.ч.: портландцемент 100, реагент НМН-200 0,1-0,5, хлористый кальций или сульфат алюминия 2,0, вода 48-50, при следующей последовательности закачки: РПИС, а затем РПИС, аэрированный воздухом или инертным газом до плотности не более 1200 кг/м³, при цементировании кондуктора и две порции РПИС, разделенных РПИС, аэрированным воздухом или инертным газом до плотности не более 1300 кг/м ³, при цементировании эксплуатационной колонны, при этом закачку продавочной жидкости осуществляют с производительностью 15-60 м³/ч. 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. Техническим результатом изобретения является повышение химической активности буферной жидкости, что приводит к снижению прочности глинистой корки на стенках скважины после обработки корки буферной жидкостью и повышению герметичности между цементным камнем и стенкой скважины. Буферная жидкость физико-химического действия на водной основе содержит, мас.%: бисульфат натрия 5,5-10, хингидрон 0,01-0,3, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности очистки стенок скважины при более полном вытеснении и частичном растворении глинистого бурового раствора при подготовке к цементированию скважины за счет повышения вязкоупругих свойств пены. Пенообразующий состав, содержащий поверхностно-активное вещество - сульфонол, затравку - мел технический, стабилизатор устойчивости пены, воду, содержит в качестве стабилизатора устойчивости пены - тонкозернистый песок и дополнительно в качестве очищающего агента - соляную кислоту, в качестве ингибитора коррозии - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 10-12, уксусная кислота 0,5-3, тонкозернистый песок 12-15, сульфонол 0,5-0,8, мел технический 5-8, вода остальное. 1 табл.