Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей



Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей
Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей
Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей

Владельцы патента RU 2597907:

Открытое акционерное общество "Уральский-научно-исследовательский и проектный институт галургии" (ОАО "Галургия") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Саратовский химический завод акриловых полимеров "АКРИПОЛ" (ООО "АКРИПОЛ) (RU)

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды. Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей включает приготовление смеси, содержащей водный раствор полиакриламида и сшивающего агента, в котором для приготовления смеси используют концентрированный водный раствор низкомолекулярного полиакриламида, а перед добавлением сшивающего агента вводят насыщенный раствор солей, в которых находится гидроизоляционное сооружение, и дополнительно соли того же состава в количестве, необходимом для насыщения водного раствора полиакриламида. Объем вводимого раствора солей определяется требуемой рабочей вязкостью тампонажного состава. Соли для насыщения водного раствора полиакриламида добавляют в измельченном виде. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей.

Известен способ получения гидролизованного полиакриламида (ГПАА) для гелеобразующих составов, включающий приготовление реакционной смеси, содержащей водный раствор акриламида и солей щелочных металлов угольной кислоты, обескислороживание, полимеризацию акриламида с совмещенным гидролизом при нагревании указанной реакционной смеси под действием инициаторов радикального типа, перед обескислороживанием приготовленную реакционную смесь выдерживают в течение 2-4 часов при температуре 25-40°C (Пат. 2175975 Российская Федерация, МПК7 C08L 101/14, Е21В 43/22, C08F 220/56, C08F 220/04. Способ получения гидролизованного полиакриламида для гелеобразующих составов. - З. №2000106083/04, заявл. 13.03.2000, опубл. 20.11.2001, бюл. №32).

Недостатком этого способа является то, что он не обеспечивает надежности тампонирования в условиях водорастворимых пород.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах, включающий полиакриламид (ПАА), сшиватель, соляную кислоту, наполнитель и воду, в котором в качестве сшивателя содержится уротропин или формалин, а в качестве наполнителя лигнин или древесная мука хвойных пород (Пат. 2147672 Российская Федерация, МПК7 Е21В 33/138, Е21В 43/32. Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах. - З. №98119387/03, заявл. 26.10.1998, опубл. 20.04.2000).

Недостатком данного состава является то, что после тампонирования щелей во время сшивки водный раствор полиакриламида растворит соли, с которыми он контактирует, в результате чего образуются новые пустоты (щели) и цель тампонирования, а именно полное заполнение пустот и щелей не будет достигнута.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в породах водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей, включающий приготовление смеси, содержащей водный раствор полиакриламида и сшивающего агента, для приготовления смеси используют концентрированный водный раствор низкомолекулярного полиакриламида, а перед добавлением сшивающего агента вводят насыщенный раствор солей, в которых находится гидроизоляционное сооружение, и дополнительно соли того же состава в количестве, необходимом для насыщения водного раствора полиакриламида.

Объем вводимого раствора солей определяется требуемой рабочей вязкостью тампонажного состава. Соли для насыщения водного раствора низкомолекулярного полиакриламида добавляют в измельченном виде.

В подземных рудниках периодически возникает необходимость производства гидроизоляционных работ. Для гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых пород (соляных, калийных рудников), в частности в условиях калийно-магниевых солей, необходимо иметь гидроизолирующий состав, который набухает в водных растворах низкомолекулярных электролитов гидрогеля в сочетании с устойчивостью к действию солей.

Для обеспечения селективного изменения водопроницаемости подземных структур проводят герметизацию поверхности подземных сооружений с использованием материалов, частицы которых после попадания в пласт увеличивают свои геометрические размеры и прочно удерживаются за счет этого в породе. При этом на поверхности пласта или подземного сооружения образуется изолирующий экран герметичного гелеобразного полимерного слоя требуемого объема в зависимости от проницаемости поверхности горной породы. Требуемая скорость гелеобразования достигается изменением концентрации полимерной дисперсии, размером полимерных частиц и скоростью набухания их в воде.

Осуществление предлагаемого способа приводим для условий Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей.

Тампонирование гидроизоляционного сооружения в сильвинитовом пласте, состоящем из солей NaCl (71%) и KCl (29%), произведено в следующей последовательности.

Первоначально определяют затраты времени на тампонаж. Потребное время тампонажа - не менее 20 часов. С запасом принято, что время гелеобразования должно быть 25-28 часов.

Экспериментально установлен следующий состав 1 м3 тампонажной композиции с требуемым временем гелеобразования.

Водный раствор 31%-ного полиакриламида (ПАА) - 510 л.

Раствор, насыщенный NaCl и KCl, - 398 л.

Мелкодробленая смесь солей NaCl (71%) + KCl (29%) - 137 кг.

37%-ный раствор формалина - 25,5 л.

Тампонажную композицию готовили в следующей последовательности.

Формалин смешивали с раствором NaCl + KCl, после перемешивания добавляли в него водный раствор 31%-ного ПАА и мелкодробленую смесь солей NaCl + KCl и перемешивали в течение 10-15 минут.

Эффективность применения полимеров акриламида в гелеобразующих составах оценивали по времени гелеобразования и величинам динамической вязкости составов.

Концентрированные водные растворы полимеров акриламида были испытаны при температурах от 10 до 50°C в водных гелеобразующих составах, содержащих сшивающие агенты.

Примеры.

Эффективность предлагаемого состава для гидроизоляции сооружения в породах, водорастворимых солей, имеющего вид геля, подтверждается результатами лабораторных испытаний.

Определялись зависимости времени гелеобразования от параметров водных гелеобразующих составов: концентрации ПАА, ГПАА и сшивающих агентов, рН исходных водных растворов ПАА, минерализации воды и температуры гелеобразования.

Лабораторным испытаниям подвергалось 17 гелей различного состава (табл. 1) при их контактировании с водой и растворением солей.

Испытания проводили следующим образом.

Образцы сшитого геля начальным объемом 80 мл помещали в сосуд и заливали в него 300 мл жидкостей различного состава. Через определенные промежутки времени жидкость выливали, определяли ее объем и снова заливали в сосуд. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 следует, что гели, приготовленные на воде при контактировании с раствором солей, уменьшаются в объеме, что не обеспечивает герметизацию, а гели, приготовленные на растворе солей с добавлением солевого порошка, увеличиваются в объеме, что обеспечивает надежную герметизацию тампонирования соляной породы.

Кроме того, лабораторными испытаниями установлено, что время гелеобразования водного раствора ПАА увеличивается:

- при уменьшении температуры (от 50 до 10 градусов - в 10-20 раз);

- при уменьшении концентрации ПАА (от 20 до 5% - в 10-20 раз);

- уменьшении концентрации формалина (от 3,5 до 1% - в 10 раз);

- увеличении рН-гелеобразующего водного состава (от 3 до 10 - в 10 раз);

- увеличении минерализации водного гелеобразующего состава (в присутствии хлористого натрия с массовой концентрацией 15% - в 2 раза);

- увеличении характеристической вязкости ПАА (от 1,4 до 0,4 дл/г - в 4-8 раз).

Для получения формоустойчивого полимерного геля в течение 24 часов при 10°C необходимо использовать гелеобразующий состав с высокой степенью минерализации и с рН менее 6, содержащий 1,7% масс. формалина и 20% масс. полиакриламида, имеющего характеристическую вязкость менее 0,5 дл/г.

Использование предлагаемого технического решения позволяет получить гидроизолирующий состав, обеспечивающий надежность гидроизоляции подземных сооружений в породах водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

1. Способ получения тампонажного состава для гидроизоляции сооружения в породах водорастворимых солей, включающий приготовление смеси, содержащей водный раствор полиакриламида и сшивающего агента, отличающийся тем, что для приготовления смеси используют концентрированный водный раствор низкомолекулярного полиакриламида, а перед добавлением сшивающего агента вводят насыщенный раствор солей, в которых находится гидроизоляционное сооружение, и дополнительно соли того же состава в количестве, необходимом для насыщения водного раствора полиакриламида, при этом соли для насыщения водного раствора низкомолекулярного полиакриламида добавляют в измельченном виде.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объем вводимого раствора солей определяется требуемой рабочей вязкостью тампонажного состава.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Изобретение относится к области строительства дорожных оснований и оснований инженерных коммуникаций и может быть использовано для укрепления песчаных грунтов. Органоминеральная добавка для укрепления песчаных грунтов, включающая измельченный сапонит-содержащий материал, выделенный из пульпы хвостохранилища промышленного обогащения руд месторождения алмазов, отличающаяся тем, что она содержит указанный сапонит-содержащий материал, измельченный до размера частиц 307±83 нм, и дополнительно связующее - 5%-ный раствор глиоксаля, при следующем соотношении компонентов, мас.% песчаного грунта: указанный глиоксаль - 0,52; указанный сапонит-содержащий материал 17.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-09-20 2016-09-21T09:33:24
Наверх