Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ....добавки, снижающие плотность, например для получения пенных цементных составов – C09K 8/473

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород. Технический результат - уменьшение плотности тампонажного раствора, улучшение прочностных и адгезионных характеристик. Портландцемент тампонажный облегченный содержит тампонажный портландцемент, модифицирующую добавку в виде водорастворимого полимера и облегчающий наполнитель. При этом водорастворимый полимер содержит анионный полиакриламид с молекулярной массой 18-20 млн Дальтон и степенью гидролиза 20-25%, сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой, а в качестве облегчающего наполнителя использованы алюмосиликатные полые микросферы или вспученный перлит при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент 70-85; алюмосиликатные полые микросферы 19,6-29,6 или вспученный перлит 14,6-24,6, анионный полиакриламид 0,1-0,2; сополимер акриловой кислоты с 2-акриламид-2-метилпропансульфокислотой 0,1-0,2. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 1 табл., 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины. Технический результат - повышение прочности кислоторастворимого тампонажного камня. Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня включает смешение микрокальцита с размером частиц 160-315 мкм с бездобавочным тампонажным портландцементом, добавление воздухововлекающей добавки «Аэропласт» в пресную воду и затворение смеси бездобавочного тампонажного портландцемента с микрокальцитом пресной водой с добавлением воздухововлекающей добавки «Аэропласт» при следующем соотношении компонентов: бездобавочный тампонажный портландцемент - 59,9-64,95 мас.ч.; микрокальцит - 35-40 мас.ч.; воздухововлекающая добавка «Аэропласт» - 0,05-0,1 мас.ч.; пресная вода - 50 мас.ч. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м³/т. Технический результат - разработка двух вариантов облегченного тампонажного материала с высокими газоблокирующими свойствами при одновременном обеспечении оптимальных требуемых свойств для качественного цементирования надпродуктивных интервалов в условиях низких и нормальных температур, а именно низкий объем фильтрации при низкой скорости фильтрации и регулируемое время формирования статического напряжения сдвига. Тампонажный материал по одному варианту содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 80,0-87,0, алюмосиликатные полые микросферы 10,0-15,0, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-5,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,2-0,3, пластификатор- полиэфиркарбоксилаты или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный, кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3, ускоритель сроков схватывания хлористый кальций 2,0-3,0, вода - остальное, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 масс.ч.; а по второму варианту облегченный газоблокирующий тампонажный материал содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 76,0-86,0, алюмосиликатные полые микросферы, 10-16, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-6,0 и - реагент Conmix H₂O_stop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия 1,0-2,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2, пластификатор - вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3 ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат 0,5-2,0, вода 57-60, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата и реагента Conmix H₂ O_stop составляет 100 масс.ч. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами. Техническим результатом изобретения является повышение изолирующей способности облегченной тампонажной смеси за счет пониженной водоотдачи, сохранения плотности раствора при повышенных давлениях, повышения прочности сцепления камня с колонной и водонепроницаемости камня. Облегченная тампонажная смесь содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: портландцемент тампонажный 51,50-64,54, микрокремнезем конденсированный МК-85 21,52-34,34, хлорид кальция 10,30-10,33, суперпластификатор полипласт СП-1 2,57-2,58, натросол 250 EXR 1,03-1,29. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат - понижение плотности цементного раствора и повышение прочности цементного камня на глубоких и сверхглубоких скважинах. Изобретение относится к способу получения облегчающей добавки для цементных тампонажных смесей путем выделения алюмосиликатных микросфер из водной суспензии летучей золы тепловых электростанций гидросепарацией и съемом всплывших алюмосиликатных микросфер, их обезвоживания, сушки и последующего фракционирования микросфер, содержащих мас.%: SiO₂ 52,1-56,1; Al₂O₃ 33,1-37,8; Fe₂O₃ 0,5-1,7; CaO 0,34-0,92; MgO 0,23-0,36; Na₂O 0,34-0,48; К₂О 0,31-0,49; TiO ₂ 0,6-1,5; п.п.п. остальное, с выделением пяти фракций с диаметром 1-315 мкм и получением их смеси при следующем их соотношении, мас.%: 1-50 мкм 4,0-8,0; 51-100 мкм 41,5-42,2; 101-160 мкм 40,0-42,0; 161-200 мкм 8,0-10,0; 201-315 мкм остальное, из указанных пределов соотношения подбирают для конкретного максимального гидростатического давления

Р_гидр в скважине конкретные значения соотношения с учетом количества разрушенных микросфер для каждой из указанных фракций, при этом Р_гидр определяется с использованием приведенных расчетных формул. Указанная добавка получается указанным выше способом. 2 н.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе нефтегазонасыщенных и водогазонасыщенных пластов с различными давлениями. Техническим результатом изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора с высокой седиментационной устойчивостью и повышенной прочностью цементного камня. Облегченный тампонажный раствор содержит компоненты при следующем соотношении, мас.%: портландцемент тампонажный 48,8-51,8, алюмосиликатные полые микросферы 5,8-9,1, монасил 0,6-1,2, вода 39,4-41,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при их капитальном ремонте. Технический результат - получение афронсодержащей жидкости глушения в статических условиях без использования специального газодиспергирующего оборудования на основе доступных реагентов. Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин содержит, мас.%: микробный ксантановый биополимер 0,5-2,0, модифицированный крахмал 0,2-2,5, поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,01-0,2, карбонат натрия 0,1-1,0, пудра алюминиевая 0,005-0,08, вода остальное. Способ приготовления указанной афронсодержащей технологической жидкости для глушения нефтегазовых скважин включает смешение смешение ее компонентов с получением двух растворов, один из которых обязательно содержит карбонат натрия и ПАВ, а другой - алюминиевую пудру, и смешение этих растворов при температуре от 50°С до 90°С. 2 н.п. ф-лы, 3 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 строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для цементирования обсадных колонн в условиях аномально низких пластовых давлений. Аэрированный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: портландцемент 100, пенообразователь «Газблок-М» 0,5-1,0, реагент НМН-200 0,1-0,5, хлористый кальций 2,0, воздух или нейтральный газ 0,01-0,1, вода 48-50. Технический результат - уменьшение плотности тампонажного раствора, увеличение адгезии тампонажного камня к колонне и породе, повышение термоизоляционных свойств и обеспечение твердения тампонажного раствора в условиях вечной мерзлоты с образованием герметичного затрубного пространства, исключающего межпластовые перетоки и проявления во время эксплуатации скважины. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и касается составов тампонажных материалов, используемых при цементировании обсадных колонн в условиях многолетних мерзлых пород. Технический результат - повышение трещиностойкости тампонажного материала, эффективная герметизация затрубного и межтрубного пространства при креплении нефтегазовых скважин с одновременной защитой многолетних мерзлых пород (ММП) от растепления в процессе перфорации и эксплуатации скважин. Сырьевая смесь для получения сверхлегкого тампонажного материала для условий многолетних мерзлых пород, включающая портландцемент тампонажный и полые стеклянные микросферы, воду, дополнительно содержит аппретированные 0,3 мас.% -аминопропилтриэтоксисилана полые стеклянные микросферы при соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 32,05...41,32, полые стеклянные микросферы - 1,65...5,98, указанные аппретированные полые стеклянные микросферы - 5,95...14,9, вода - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых и газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). В способе ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями, включающем глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом и в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы, дополнительно в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост, между которым и цементным мостом, установленным над продуктивным пластом, оставляют внутри эксплуатационной колонны технологический раствор, в интервале негерметичности эксплуатационной колонны выполняют дополнительные перфорационные отверстия, через которые в заколонное пространство закачивают и продавливают под давлением величиной в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, установленного ниже интервала негерметичности, облегченную герметизирующую композицию, а после ее затвердевания указанные дополнительные перфорационные отверстия заливают расширяющимся цементным раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора осуществляют после устранения негерметичности эксплуатационной колонны, затем осуществляют заполнение скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, при этом используют облегченную герметизирующую композицию состава, мас.%: портландцемент 15,0-16,0, эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б 45,0-47,0, алюмосиликатные микросферы 1,2-2,7, наполнитель - поливинилхлорид 18,0-18,5, латекс 13,5-13,8, триметилхлорсилоксан ТМХС 0,1, отвердитель 5,4-5,5, и расширяющийся цементный раствор состава, мас.%: тампонажный портландцемент 85-90, алюмосиликатные полые микросферы 10-15, гидрокарбоалюминатная добавка 2-4, гипс 2-4, пластификатор 0,2, вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат - повышенная изолирующая способность раствора при высокой прочности, минимальной растекаемости и оптимальных сроках затвердевания, достаточных для его транспортировки до места негерметичности и вымыва избыточного количества на поверхность. Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающий материал в виде алюмосиликатных микросфер, расширяющий компонент и жидкость затворения, дополнительно содержит в качестве изолирующего материала эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б, в качестве отвердителя смесь алифатических аминов, состоящую из смеси полиэтиленполиаминов и кубовых аминов С ₁₀-С₁₄, а в качестве расширяющего компонента содержит поливинилхлорид и триметилхлорсилан, в качестве жидкости затворения латекс при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный портландцемент 15,0-16,0, алюмосиликатные микросферы 1,2-2,7, поливинилхлорид 18,0-18,5, триметилхлорсилан 0,1, эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б 45,0-47,0, указанная смесь алифатических аминов 5,4-5,5, латекс 13,5-13,8. 1 табл.

Изобретение относится к составу облегченного тампонажного материала и может найти применение при строительстве и креплении нефтяных, газовых и других скважин. В облегченном тампонажном материале, включающем портландцементный клинкер, гипс и облегчающую добавку, содержащую микрокремнезем, суперпластификатор С-3, воздухововлекающий реагент, облегчающая добавка содержит в качестве водухововлекающего реагента абиетат натрия при соотношении микрокремнезема, абиетата натрия и суперпластификатора С-3 100:0,05:4-100:0,8:2 при следующем соотношении компонентов облегченного тампонажного материала, мас.%.: портландцементный клинкер 69-84, гипс 1-6, указанная облегчающая добавка 10-30. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при изготовлении облегченных тампонажных цементов для цементирования глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в сложных геологических условиях и на месторождениях в поздней стадии разработки, в геологическом разрезе которых имеются поглощающие пласты и пласты, склонные к гидроразрыву. Технический результат - сокращение сроков схватывания и структурообразования раствора при умеренных температурах, повышение прочности камня в ранние сроки твердения, сокращение энергозатрат на предварительную сушку облегчающих добавок. Облегченный тампонажный цемент, включающий клинкер, природный гипс двуводный, облегчающую добавку, содержит в качестве облегчающей добавки трепел или диатомит, или глиеж и дополнительно силикагель, имеет удельную поверхность 700-900 м²/кг и грансостав, характеризующийся остатком на ситах: 0,315-0,1%; 0,25-0,1%; 0,16-0,2%; 0,1-1,5%; 0,08-2,1% и проходом через сито 0,08 - остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: клинкер - 55-63, указанный гипс - 5,5, облегчающая добавка - 30-38, силикагель - 1-1,5. Способ получения указанного облегченного цемента включает совместный помол клинкера с температурой 300-350°С, гипса двуводного с влажностью 10-12%, облегчающей добавки с влажностью 15-18% и силикагеля до указанной поверхности и получения указанного грансостава. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и используется при цементировании глубоких скважин в сложных геологических условиях и на месторождениях на поздней стадии разработки, в геологическом разрезе которых имеются поглощающие пласты и пласты, склонные к гидроразрыву. Технический результат - снижение плотности цементного раствора до 1300-1400 кг/м³, уменьшение водоотделения, водоотдачи раствора, повышение прочности и коррозионной стойкости цементного камня для качественного цементирования нефтяных и газовых скважин в сложных геологических условиях. Облегченный тампонажный цемент, включающий смесь портландцемента, золы или трепела, дополнительно содержит микросферы диаметром не более 0,5 мм, а указанная смесь имеет удельную поверхность 9000-12000 см²/г при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент 70-85, зола или трепел 10-17, алюмосиликатные микросферы диаметром не более 0,5 мм 5-13. В способе получения облегченного тампонажного цемента путем смешения портландцемента, золы или трепела, для получения вышеуказанного облегченного тампонажного цемента измельчают портландцемент с удельной поверхностью 2000-2200 см²/г с золой или трепелом в дезинтеграторе до удельной поверхности 9000-12000 см²/г при скорости соударения частиц 90-140 м/с и частоте ударов 4-5 за 10^-3 с, а затем полученную смесь перемешивают с алюмосиликатными микросферами, диаметром не более 0,5 мм в смесителях-шнеках или барабанах до равномерного состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву многолетних мерзлых пород (ММП). Облегченный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, включающий тампонажный портландцемент, алюмосиликатные полые микросферы, полимерное связующее, отвердитель, расширяющую добавку, в качестве полимерного связующего содержит эпоксидную смолу ЭД-20 и эпоксиуретановый каучук ПЭФ-3АК, в качестве отвердителя полиэтиленполиамин и олигоамидоамин Л-20, в качестве расширяющей добавки - поливинилхлорид и пластификатор - диоктилфталат при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: смола ЭД-20 - 31,3-42,9, диоктилфталат - 3,6-7,5, эпоксиуретановый каучук ПЭФ-3АК - 3,2-6,4, тампонажный портландцемент - 13,6-24,3, алюмосиликатные полые микросферы - 0,6-3,8, поливинилхлорид - 13,6-22,9, полиэтиленполиамин - 1,6-2,7, олигоамидоамин Л-20 - 7,2-18,7. Технический результат - повышение прочностных и адгезионных свойств тампонажного камня, понижение коэффициента теплопроводности при минимальной плотности тампонажного раствора - 1100 кг/м ³ и степени расширения - 0,1%. 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений в зоне многолетнемерзлых грунтов. Технический результат - повышение эффективности теплоизоляции скважин в зоне многолетнемерзлых пород. В способе теплоизоляции скважины в зоне многолетнемерзлых пород, предусматривающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных пакером и циркуляционным клапаном, пакерование и закачивание теплоизоляционного материала в затрубное пространство скважины, образованное колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, в качестве теплоизоляционного материала используют суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой не превышает плотность скважинной жидкости, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от массы газонаполненных микросфер, закачивание теплоизоляционного материала проводят в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства скважины, на глубину, рассчитываемую по формуле, объем незамерзающей жидкости, массу газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, объем затрубного пространства от устья скважины до глубины закачивания теплоизоляционного материала и объем выхода скважинной жидкости на устье из трубного пространства также рассчитывают по формулам, пакерование проводят после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом. В качестве газонаполненных микросфер можно использовать стеклянные, или алюмосиликатные, или полимерные газонаполненные микросферы. В качестве газообразного агента используют выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания или газ из шлейфа соседних скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для цементирования эксплуатационных колонн газовых скважин в условиях многолетнемерзлых пород. Технический результат-повышение эффективности цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород. В способе цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород, включающем закачивание в трубное пространство буферной жидкости, тампонажного раствора и продавливание продавочной жидкостью, в качестве буферной жидкости используют трехфазную пену, перед тампонажным раствором осуществляют закачивание тампонажного раствора облегченного с наполнителем - газонаполненными микросферами, а перед ним подают в трубное пространство суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой выше плотности жидкости затворения указанного облегченного тампонажного раствора, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от их массы, при этом в указанной суспензии объем незамерзающей жидкости и массу указанных микросфер, - рассчитывают по формулам, закачивание осуществляют в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от забоя скважины до кровли продуктивного пласта, причем указанную суспензию закачивают в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от устья скважины до подошвы многолетнемерзлых пород, а облегченного тампонажного раствора с газонаполненными микросферами в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от кровли продуктивного пласта до подошвы многолетнемерзлых пород. В качестве газонаполненных микросфер используют алюмосиликатные, или стеклянные, или полимерные газонаполненные микросферы. 1 з.п. ф-лы., 1 табл.