Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ...содержащие добавки для особых целей – C09K 8/467

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание тампонажного материала с регулируемой кинетикой расширения. Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-95, расширяющий компонент - 4,975-14,5, олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов. Технический результат - обеспечение гарантированной надежности установки цементных мостов за счет придания высоких адгезионных и прочностных свойств цементному камню, формируемому в среде ИЭР, при одновременном обеспечении прокачиваемости и достижении оптимальных сроков твердения тампонажного материала при низком водоцементном отношении. Тампонажный материал по первому варианту содержит компоненты при следующем соотношении, мас.ч: портландцемент тампонажный - 95,0-97,0, расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция - 3,0-5,0, указанный понизитель фильтрации - 0,1-0,5, указанное НПАВ - 0,1-3,0, указанный пластификатор - 0,01-0,5, указанный пеногаситель - 0,2-0,4, хлорид кальция - 0,01-6,0, вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52, а по второму варианту тампонажный материал дополнительно содержит мас.ч: ПАВ4 или ПАВ6 - 0,05-1, при этом массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl₂ , 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl₂, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl₂·6Н₂O (плотностью 1,32 г/см³), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al₂(SO₄)₃·18H₂ O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см²/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ при низких и нормальных скважинных температурах. Технический результат заключается в повышении изолирующей способности, прочностных и адгезионных свойств образующегося цементного камня, при одновременном обеспечении прокачиваемости тампонажного состава и достижении оптимальных сроков его твердения при низких и нормальных скважинных температурах при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ в скважинах. Тампонажный состав содержит цемент и комплексную добавку. В качестве цемента содержит портландцемент. Комплексная добавка состоит из поливинилпирролидона, поликарбоксилата и воды технической. Дополнительно она содержит ультрадисперсный кремнезем и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: при следующем соотношении компонентов тампонажного состава, вес.ч.: портландцемент 100, поливинилпирролидон 0,7-0,8, поликарбоксилат Melflux 1641F 0,25-0,4, ультрадисперсный кремнезем в виде белой сажи БС-120 0,2-0,4, пеногаситель 0,03-0,04, вода техническая 42-43. 3 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, конкретно к способам получения материалов, применяемым при креплении нефтяных и газовых скважин. Технической задачей настоящего изобретения является повышение степени сцепления волокон с цементной матрицей, что позволяет в полной мере использовать преимущества дисперсно-армированных композитов. В способе получения дисперсно-армированного тампонажного материала, содержащего минеральное вяжущее, воду затворения и волокнистую модифицирующую добавку, свернутую в клубок и смешиваемую с минеральным вяжущим в сухом виде, включающем затворение водой полученной сухой смеси вяжущего и волокнистой добавки, в качестве вяжущего используют портландцемент, каждое волокно модифицирующей добавки имеет на концах утолщения гантельного типа или к концам волокна под углом 30-90° присоединены волокна длиной до 1/3 длины основной добавки. 1 ил., 5 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной. Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ. Тампонажный раствор содержит, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»: понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75, замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00, микрокремнезем МК-85 0,00-10,00, пеногаситель 0,10-0,30, вода пресная 70,0-80,0. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами, за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки при одновременном сохранении низких фильтрационных свойств, отсутствии водоотделения и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания. Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ- IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор - полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку - метакаолин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЦТ IG-CC-1 93,35-98,9, ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5, указанный суперпластификатор 0,05-0,3, ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3, указанная минеральная добавка 0,5-1,0, хлорид кальция 0,1-2,0, вода до водоцементного отношения 0,45-0,55. 2 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду. В качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см ²/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы. При следующих соотношениях компонентов, вес.ч.: высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 100, полые стеклянные микросферы 10-100, НТФ - 0,07-0,25, суперпластификатор С-3 0,2-1,3, вода 150-320. Техническим результатом является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Технический результат - повышение качества крепления скважин в межколонном пространстве и в интервалах залегания плотных, непроницаемых горных пород в условиях низких и нормальных температур при отсутствии доступа воды к твердеющему цементному камню. Тампонажный материал включает портландцемент тампонажный и расширяющую добавку в количестве 17,6-28,0% от массы порошка портландцемента. Расширяющая добавка содержит, масс.ч.: порошок магнезитовый каустический 33-50, высокоглиноземистый шлак 29-39, гипс двуводный 21-28. Размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%. В способе получения тампонажного раствора на основе указанного тампонажного материала, включающем раздельное приготовление тампонажного раствора из портландцемента и воды и водного раствора указанной расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, повышение седиментационной устойчивости. Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости модифицированной ПАВ применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м²/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м²/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15 или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонко дисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0, поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5, маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0, тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 1,0÷7,0, углеводородная жидкость «ДС БТРУО» остальное. 2 табл.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин. Водная композиция для эксплуатации скважин, предназначенная для закачивания в эксплуатационную скважину, содержит: воду, полимер, выбранный из группы, состоящей из галактоманнановых полимеров, производных галактоманнановых полимеров, крахмала, ксантановых камедей, гидроксицеллюлоз, гидроксиалкилцеллюлоз, полимеров поливинилового спирта, сополимеров винилового спирта и винилацетата, и полимеров, которые являются продуктом реакции полимеризации одного или нескольких мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилпирролидона, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриловой кислоты и акриламида, биоцид, состоящий из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. Способ ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин, предназначенной для закачивания в эксплуатационную скважину, включающий добавление эффективного для ингибирования бактериального роста количества биоцида, состоящего из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона, в водную композицию для эксплуатационных скважин и закачивание вышеуказанной водной композиции в эксплуатационную скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности ингибирования бактериального роста. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр., 9 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом изобретения является расширение области применения и повышение надежности и эффективности тампонажных работ за счет улучшения технологических возможностей тампонажного раствора и повышенной фильтрующей способности в низкопроницаемые коллектора, микрозазоры и микротрещины. Тампонажный раствор избирательного действия содержит, масс.%: тонкомолотый цемент Микродур 33,83-36,96, углеводородный носитель - дизельное топливо 57,51-62,84, деэмульгатор - сепарол 0,20-2,35, активизатор твердения сульфат алюминия или сульфат железа, или карбонат калия 0-8,22. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в неустойчивой кавернозной части ствола скважины. Технический результат - исключение седиментационных явлений, растекания и проседания изоляционного или закрепляющего моста, в том числе при строительстве скважин с большим отклонением ствола скважины от вертикали, обеспечение полноты заполнения наклонного ствола скважины, а также возможность формирования структуры и отвердения состава непосредственно в зоне обвалообразований, обеспечение гидрофобизации и ингибирования пород пласта. В способе приготовления тампонажного состава для изоляции и предупреждения обвалообразований в кавернозной части ствола скважин, преимущественно, пологих и горизонтальных, путем смешивания портландцемента, глинопорошка, воды и добавок, отличающийся тем, что в качестве добавок используют силикаты щелочных металлов и производные высших жирных кислот, получаемые при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов. Вначале готовят водный раствор силикатов щелочных металлов путем введения последних в воду. Затем вводят в указанный водный раствор производные высших жирных кислот, получаемые при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов. Смесь перемешивают в течение не менее 40 мин. Затем последовательно добавляют при перемешивании глинопорошок, перемешивают в течение 10-20 мин, и портландцемент, смесь перемешивают не менее 30 мин. В качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа*с не менее 16 м³/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: силикаты щелочных металлов 10-20, портландцемент 20-70, указанные производные высших жирных кислот 2-5, указанный глинопорошок 10-25, вода 100. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления скважин, и может быть использовано при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости. Тампонажный раствор содержит, (мас.ч.): тампонажный портландцемент 60-70; кремнезем 30-40; феррохромлигносульфонат 1,5-2; глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в триэтиленгликоле 10-20; насыщенный водный раствор NaCl 40-45. 4 табл.

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. Технический результат - повышение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°С. Тампонажный материал, включающий шлаковый, волокнистые компоненты и добавку, дополнительно содержит кремнеземсодержащий компонент, содержащий не менее 96% SiO₂, в качестве шлакового компонента содержит саморассыпающийся шлак, содержащий в составе гамма-C₂S до 85 мас.%, в качестве добавки содержит структурообразователь, регулятор твердения и расширяющее вещество при следующем соотношении, масс %: саморассыпающийся шлак 40-60, кремнеземсодержащий компонент - 40-60, волокнистый компонент - 0,2-0,3 сверх 100%, структурообразователь - 0,1-5,0 сверх 100%, регулятор твердения - 0,04-0,1 сверх 100%, расширяющее вещество - 0,1-10,0 сверх 100%. Способ получения указанного тампонажного материала заключается в том, что саморассыпающийся шлак, кремнеземсодержащий компонент и расширяющее вещество подвергают совместной дезинтеграторной обработке, затем к ним в воздушном потоке добавляют волокнистый компонент, структурообразователь и регулятор твердения. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ за счет регулирования сроков отверждения тампонажного состава при одновременном снижении влияния экзотермического эффекта реакции при его приготовлении, увеличение прочности отвержденного тампонажного состава. В способе приготовления тампонажного состава для ремонтно-изоляционных работ, включающем смешение ацетоноформальдегидной смолы с едким натром и водой, предварительно готовят водный раствор едкого натра путем перемешивания едкого натра с водой, делят водный раствор едкого натра на две равные порции, вводят в ацетоноформальдегидную смолу первую порцию водного раствора едкого натра, перемешивают полученную смесь до получения однородной массы, выдерживают 60-120 мин, затем при перемешивании вводят вторую порцию водного раствора едкого натра при следующем соотношении реагентов, % мас.: ацетоноформальдегидная смола 80-95, едкий натр 1-2, вода остальное. 5 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области производства добавок для получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. В способе получения расширяющей добавки, включающем обжиг сырьевого смеси, включающей мел и добавку, содержащую адипинат натрия, последующий помол продукта обжига, в качестве добавки используют пластификатор адипиновый щелочной - ПАЩ-1 или щелочной сток производства капролактама - ЩСПК, готовят сырьевую смесь, имеющую влажность 5-7%, тщательным перемешиванием, затем получают устойчивые формы с плотной структурой прессованием приготовленной смеси, обжигают при температуре 850-950°C, причем в процессе обжига темп набора температуры составляет 5,0-20,0 град/мин, продукт обжига равномерно охлаждают. Технический результат - повышение степени расширения. 1 пр.. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к сухой цементной смеси для цементирования буровых скважин, в частности нефтяных, газовых и/или геотермальных скважин, содержащей, вес.%: 20-99,9 цемента, 0-65 кварцевой муки и/или кварцевой пыли, 0,1-30 редиспергируемого в воде дисперсного порошка, а также 0-20 дополнительных добавок, причем редиспергируемый в воде дисперсный порошок происходит из водной дисперсии, содержащей ионные группы. Кроме того, изобретение относится к применению сухой цементной смеси для получения цементного раствора, а также к применению редиспергируемых в воде дисперсных порошков в цементном растворе для цементирования буровых скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - уменьшение водоотдачи цементного раствора, снижение просачивания газа и/или воды, герметизация газовых и/или водных каналов. 7 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл., 3 ил.

Тампонажный раствор, содержит цемент, порошок алюминия, комплексную добавку Альфацем А при следующем соотношении, мас.ч:: цемент - 100, порошок алюминия - 0,025-0,5, указанная комплексная добавка - 2,5, вода - 50-60. Технический результат - улучшение эксплуатационных характеристик тампонажного раствора, в частности облегчение цементного камня, получение плотного контакта затвердевшего тампонажного раствора с породой и обсадной колонной. 2 табл.

Предложенное изобретение может найти применение при цементировании скважин. Технический результат - улучшение эксплуатационных характеристик цемента по проницаемости. Способ закупоривания пористости цементной матрицы в скважине включает закачивание в скважину цементного раствора, содержащего воск, характеризующийся температурой стеклования, меньшей, чем 150°С, схватывание цемента в скважине, нагревание цемента до температуры, большей, чем температура стеклования воска, и охлаждение цемента для того, чтобы воск затвердел. Для нагревания цемента может быть использована операция нагнетания водяного пара в скважину. Используемый воск представляет собой эмульсию полиэтиленового воска, эмульсию полипропиленового воска, эмульсию карнаубского воска или эмульсию чешуйчатого воска. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Технический результат - снижение плотности тампонажной смеси при одновременном увеличении ее подвижности в начальный период и повышение адгезионного сцепления камня с горной породой. Высокоструктурированная тампонажная смесь содержит тампонажный портландцемент, глинопорошок - бентонит, сернокислый глинозем, полые стеклянные микросферы, высоководопотребное тонкомолотое вяжущее - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ и воду при следующих соотношениях компонентов к тампонажному портландцементу, вес.ч.: тампонажный портландцемент 100, глинопорошок - бентонит 25,0-50,0, сернокислый глинозем 0,5-6,0, облегчающая добавка 5,0-10,0, высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 5,0-10,0, вода 195-340. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород. Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора, включающая тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку, облегчающий наполнитель и жидкость затворения, в качестве модифицирующей добавки содержит комплексную добавку длительной жизнеспособности «Murapor Combi 756», а в качестве наполнителя - полые керамические микросферы при соотношении ингредиентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 38 53,5, полые керамические микросферы - 10,7 22,8, комплексная добавка «Murapor Combi 756» - 0,114 0,16, жидкость затворения - вода или 2-8% раствор хлорида натрия или хлорида кальция - остальное. Технический результат - повышение эффективности герметизации затрубного и межтрубного пространства нефтегазовых скважин с одновременной защитой многолетних мерзлых пород от растепления. 3 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение изолирующей способности тампонажного раствора за счет пониженной водоотдачи, усиления газоблокирующих свойств, обеспечиваемых интенсивным структурообразованием раствора после размещения раствора в интервале продуктивных пластов, исключения поглощений в процессе цементирования колонн, формирования непроницаемого камня с повышенной прочностью сцепления. Тампонажный раствор содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: портландцемент тампонажный 58,46-60,64, микрокремнезем МК-85 19-1,24, раствор CaCl₂ 32,81-34,04, натросол 250 EXR 2,62-2,72, окзил-см 1,36-4,92. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной. Техническим результатом изобретения является расширение области применения и повышение эффективности тампонажных работ за счет повышения информативности, улучшения технологических возможностей тампонажной смеси, упрощения ее приготовления в промысловых условиях и повышенной фильтрующей способности в низкопроницаемые коллектора, микрозазоры и микротрещины. Информативная тампонажная смесь, включающая вяжущее вещество, жидкость затворения и индикаторную добавку, дополнительно содержит регулятор технологических свойств - суперпластификатор С-3, и замедлитель схватывания нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ, в качестве вяжущего - тонкомолотый цемент Микродур или ИНТРАЦЕМ, а в качестве индикаторной добавки - водорастворимую кадмиевую соль - хлорид, сульфат, нитрат, бромид, йодид кадмия или их водорастворимую смесь, при следующих соотношениях ингредиентов, вес.ч.: тонкомолотый цемент Микродур или ИНТРАЦЕМ 100, водорастворимая кадмиевая соль 10-120, жидкость затворения 50-150, суперпластификатор С-3 0,3-1, нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ 0,02-0,5. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин. Технический результат - создание информативной тампонажной смеси, которую возможно эффективно использовать в широких диапазонах температур, давлений, в том числе в коллекторах с межзерновым пространством менее 30 мкм, а также при наличии трещин и микротрещин с меньшими размерами, кроме того, в течение неограниченного времени проводить индикацию распределения цемента за обсадной колонной с помощью нейтронного импульсного каротажа, а также улучшение технологических возможностей тампонажной смеси за счет увеличения растекаемости смеси и времени ее прокачивания. Информативная тампонажная смесь по одному варианту содержит ингредиенты при следующем соотношении, мас.ч.: тонкомолотый цемент - Микродур или ИНТРАЦЕМ 100, борная кислота 2-3, сернокислый глинозем 3-7, суперпластификатор С-3 0,3-1, жидкость затворения 50-150. Информативная тампонажная смесь по другому варианту содержит ингредиенты при следующем соотношении, мас.ч: Микродур или ИНТРАЦЕМ 100, тетраборат натрия 5-10, карбонат калия 5-10, суперпластификатор С-3 0,3-1, жидкость затворения 50-150. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С. Технический результат - получение седиментационно-устойчивой системы с близким к нулю водоотстоем с дальнейшим формированием коррозионно-стойкого камня с неизменяемым объемом в течение длительного времени и с противодавлением на пласты и стенки ствола скважины, аналогичным горному давлению, что позволяет надежно цементировать обсадные колонны в скважинах с проявлениями сероводорода, рапы. Сероводородостойкий тампонажный раствор, включающий портландцемент, песок, утяжелитель, гидрофобизатор и жидкость затворения, отличающийся тем, что он дополнительно содержит «Микродур-261R-Х», регуляторы технологических свойств - суперпластификатор С-3 и нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, усилитель термокоррозионной защиты - этилсиликат, а в качестве гидрофобизатора - сульфанол, в качестве утяжелителя - баритовый концентрат, в качестве песка - тонкомолотый кварцевый песок с удельной поверхностью 5000-8000 см²/г при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: портландцемент 60-30, «Микродур-261R-Х» 2-4, указанный песок 1-2, суперпластификатор С-3 0,3-1, нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,05-0,2, этилсиликат 1,4-2,3, сульфанол 0,25-0,5, указанный утяжелитель 5-35, жидкость затворения 30-25. 3 з.п. ф-лы., 1 табл., 1 пр.