EA032604B1 - Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа - Google Patents
Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA032604B1 EA032604B1 EA201492193A EA201492193A EA032604B1 EA 032604 B1 EA032604 B1 EA 032604B1 EA 201492193 A EA201492193 A EA 201492193A EA 201492193 A EA201492193 A EA 201492193A EA 032604 B1 EA032604 B1 EA 032604B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- channel
- hardener
- sealing composition
- component
- composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 title abstract description 18
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 title abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 228
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 118
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 117
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 60
- 239000011440 grout Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 93
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 83
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 78
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 78
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 53
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 53
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 48
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 47
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims description 40
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims description 40
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 32
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 31
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 31
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 26
- 150000003077 polyols Chemical group 0.000 claims description 24
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 21
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 19
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 18
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 11
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 7
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 229940117975 chromium trioxide Drugs 0.000 claims description 3
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N chromium trioxide Inorganic materials O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GAMDZJFZMJECOS-UHFFFAOYSA-N chromium(6+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Cr+6] GAMDZJFZMJECOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- -1 polyol fatty acid ester Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 58
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 17
- 230000008859 change Effects 0.000 description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 241000894007 species Species 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical class [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000273930 Brevoortia tyrannus Species 0.000 description 1
- DJOWTWWHMWQATC-KYHIUUMWSA-N Karpoxanthin Natural products CC(=C/C=C/C=C(C)/C=C/C=C(C)/C=C/C1(O)C(C)(C)CC(O)CC1(C)O)C=CC=C(/C)C=CC2=C(C)CC(O)CC2(C)C DJOWTWWHMWQATC-KYHIUUMWSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N Trichloroethylene Chemical compound ClC=C(Cl)Cl XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000009089 cytolysis Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229940070765 laurate Drugs 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Chemical class 0.000 description 1
- 239000002184 metal Chemical class 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Chemical class 0.000 description 1
- 229920005903 polyol mixture Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I triphosphate(5-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 1
- 238000004457 water analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D3/00—Improving or preserving soil or rock, e.g. preserving permafrost soil
- E02D3/12—Consolidating by placing solidifying or pore-filling substances in the soil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D31/00—Protective arrangements for foundations or foundation structures; Ground foundation measures for protecting the soil or the subsoil water, e.g. preventing or counteracting oil pollution
- E02D31/10—Protective arrangements for foundations or foundation structures; Ground foundation measures for protecting the soil or the subsoil water, e.g. preventing or counteracting oil pollution against soil pressure or hydraulic pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D31/00—Protective arrangements for foundations or foundation structures; Ground foundation measures for protecting the soil or the subsoil water, e.g. preventing or counteracting oil pollution
- E02D31/10—Protective arrangements for foundations or foundation structures; Ground foundation measures for protecting the soil or the subsoil water, e.g. preventing or counteracting oil pollution against soil pressure or hydraulic pressure
- E02D31/14—Protective arrangements for foundations or foundation structures; Ground foundation measures for protecting the soil or the subsoil water, e.g. preventing or counteracting oil pollution against soil pressure or hydraulic pressure against frost heaves in soil
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D37/00—Repair of damaged foundations or foundation structures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Paleontology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Описан способ ограничения или снижения проницаемости материнской породы для потока жидкости и газа. Способ включает в себя ограничение притока воды и/или газа в каналы, такие как полости, трещины, пустоты и т.п., встречающиеся в формациях, таких как геологические формации. Способ включает в себя этапы измерения одного или более параметров, относящихся к материнской породе, и выбора одного или более компонентов многокомпонентной герметизирующей композиции с учетом измеренных параметров. Выбранные компоненты вводят в канал, где они затвердевают или коагулируют с образованием уплотнения. Кроме того, описан способ, в котором канал запечатывают герметизирующей композицией, содержащей тампонажный компонент и отвердитель тампонажного компонента. Часть тампонажного компонента смешивают с частью отвердителя тампонажного раствора, при этом пропорцию каждого выбирают с учетом измеренных параметров. Смесь тампонажного компонента и отвердителя вводят в канал, скорость отверждения или затвердевания в котором регулируют путем изменения пропорций.
Description
Настоящее изобретение относится к способу ограничения или снижения проницаемости материнской породы для притока жидкости или газа, включая ограничение притока в каналы, такие как полости, трещины, пустоты, открытые структуры и поровые пространства, встречающиеся в формациях, таких как геологические формации.
Предпосылки создания изобретения
Известны попытки применения способов, по существу, устранения или же снижения проницаемости материнской породы, такой как цемент, горная порода или почва. Например, традиционные суспензионные тампонажные компоненты на основе цемента можно вводить в пустоты, открытые пространства и поровые пространства вокруг шахтного ствола, чтобы пытаться запечатывать трещины или снижать проницаемость неконсолидированного песка или почвы вокруг шахтного ствола и тем самым ограничивать приток жидкости в шахтный ствол.
Обычно тампонажный раствор или герметизирующую композицию в нужном объеме транспортируют к обрабатываемому месту и вводят в канал или каналы, требующие запечатывания для предотвращения притока воды. Применение обычно включает в себя закачивание тампонажного раствора в канал или каналы. Герметизирующая композиция, которую обычно предварительно перемешивают до подачи на место обработки, часто дает менее чем удовлетворительные результаты в части уменьшения притока воды. Например, нагнетание или введение тампонажного раствора на основе цемента, известного как имеющего подходящие свойства для запечатывания каналов, может быть причиной гидравлического разрыва при подаче в неконсолидированную материнскую породу, такую так песок или песчаник. При этом могут создаваться тонкие слои тампонажного раствора внутри материнской породы, но также остаются участки неконсолидированной материнской породы по каждую сторону от образованных тонких слоев. Такое применение оказывает минимальное влияние на снижение способности воды проходить через материнскую породу и, следовательно, входить в шахтный ствол, который пройден через материнскую породу.
Кроме того, трудность использования предварительно смешиваемых тампонажных растворов заключается в том, что время затвердевания нельзя регулировать или изменять вообще или с любой достоверной степенью точности. Известно, что негативные последствия заключаются в том, что предварительно смешиваемые тампонажные растворы обычно могут обеспечивать решение задачи уплотнения без учета индивидуальных особенностей. Поскольку имеется широкий диапазон условий, которые могут встречаться при стремлении ограничить проницаемость материнской породы, чтобы ограничить приток жидкости, подход ко всем видам задач притока без учета индивидуальных особенностей непригоден в своей основе.
Кроме того, традиционные и предварительно смешиваемые тампонажные растворы на основе цемента и битума могут быть не способны адекватно проникать в канал или каналы, подлежащие запечатыванию. По меньшей мере часть этой неспособности может быть отнесена просто к неспособности герметизирующей композиции проникать в материнскую породу на необходимую глубину. Кроме того, скорость затвердевания герметизирующей композиции может влиять на способность герметизирующей композиции адекватно предотвращать или практически уменьшать приток воды.
Например, при применении тампонажного раствора для снижения проницаемости песчаной формации желательно, чтобы тампонажный раствор мог проникать на надлежащее расстояние в формацию до затвердевания. В случае преждевременного затвердевания тампонажный раствор не может адекватно проникать в материнскую породу и создавать сцепление частиц в материнской породе, достаточное для образования эффективной перемычки для притока воды.
В более раннем патенте заявителя ЛИ 739427 используется композиция, которая включает в себя латекс, и при этом вязкость композиции повышается в зависимости от градиента скорости, когда композиция проникает в канал. Хотя это может содействовать регулированию распространения излишнего тампонажного раствора в материнской породе и гарантированному пребыванию объема тампонажного раствора в целевой зоне материнской породы, это все же представляет собой в некоторой степени общий подход к регулированию времени затвердевания тампонажного раствора после введения в канал. Кроме того, время затвердевания тампонажного раствора нельзя регулировать или изменять с любой степенью достоверности для согласования, например, с конкретными потребностями рассматриваемого применения или с предъявляемыми к нему требованиями.
Другой известный способ предотвращения или ограничения притока воды в выработку в подземной формации представляет собой способ замораживания грунта. Этот способ часто является предпочтительным способом поддержания массива горных пород в конструкции вертикального шахтного ствола. При использовании способа на месте работы замораживают воду в поровых пространствах подземной формации, так что вода действует как связующий агент, объединяющий частицы грунта или породы с образованием твердой массы со значительной непроницаемостью. Хотя грунт замораживают, бетонную отделку обычно сооружают вокруг траектории шахтного ствола.
Надлежащим образом выполнять этот способ, особенно на глубине, сложно, и для этого требуются значительные капитальные затраты. После замораживания и сооружения бетонной отделки и до оттаива- 1 032604 ния грунта должна быть достигнута абсолютная водонепроницаемость бетонной отделки. Если водонепроницаемость отсутствует, при просачивании материнская порода позади отделки шахтного ствола может растворяться, при этом путь утечки расширяется и, в конечном счете, шахта затапливается. В частности, известно, что соляные шахты восприимчивы к этому вследствие растворения соли, и таким образом шахты повреждаются.
Кроме того, эти упомянутые выше проблемы могут распространяться на случай, и на самом деле они могут быть более резко выражены, когда желательно ограничивать или снижать проницаемость материнской породы с тем, чтобы уменьшать или ограничивать поток газа. Например, при выполнении операции гидравлического разрыва (гидроразрыва) для извлечения запасов газообразного углеводорода из коллектора может быть желательным ограничение проницаемости участков грунта, окружающего ствол скважины, для предотвращения нежелательного или неблагоприятного потока газа. Кроме того, может быть желательным запечатывание каналов или поровых пространств в подземной формации для закупоривания углеводородных или других газов в нефтяных и газовых пластах. Давно обнаружено, что известные методологии снижения проницаемости грунта для предотвращения или ограничения потока являются большей частью неэффективными или ненадежными. С учетом все возрастающего использования таких способов, как гидравлический разрыв, имеется повышенная необходимость в надежной локализации газа в формации и предотвращении попадания в ненадлежащие области.
Поэтому задача настоящего изобретения заключается в создании способа ограничения или снижения проницаемости материнской породы для ограничения или уменьшения притока жидкости и/или газа, включая ограничение или уменьшение притока газа и/или жидкости в канал в материнской породе, чтобы сократить упомянутые выше проблемы, свойственные способам из предшествующего уровня техники.
Краткое изложение изобретения
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложен способ ограничения или уменьшения притока жидкости и/или газа в канал в материнской породе, такой как геологическая формация, содержащий измерение одного или более параметров, относящихся к указанной материнской породе, выбор одного или более компонентов многокомпонентной герметизирующей композиции с учетом указанных измеренных параметров и введение указанных компонентов указанной герметизирующей композиции в указанный канал, где она затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения. Способ особенно подходит для ограничения или уменьшения притока воды в канал.
Обычно, хотя это не предполагается ограничивающим, канал может иметь форму полости, разрыва, трещины, пустоты или порового пространства, через которые жидкость или газ могут проходить, создавая утечку, затопление и/или загрязнение. Предложенный способ особенно пригоден для ограничения или уменьшения притока воды или газа в геологические формации, окружающие шахтные стволы и другие подобные проходы, хотя такие применения не предполагаются ограничивающими. Предложенный способ равным образом применим в любой ситуации, когда желательно предотвращать или уменьшать приток жидкости или газа в, например, строительные конструкции, подземные выработки, к свалкам отходов и фундаментам.
В частности, предложенный способ включает в себя измерение и анализ параметров, которые являются характерными для обрабатываемого места, по существу, во время обработки места. Предпочтительно, чтобы способ включал в себя измерение характеристик жидкости, обычно воды, присутствующей в запечатываемом канале (каналах) или протекающей по нему. В идеальном случае жидкость, имеющуюся в материнской породе, собирают и анализируют, чтобы определить свойства, такие как значение рН, температура, содержание минеральных веществ и соленость. Выбирают компоненты герметизирующей композиции, такие как добавки и ингибиторы, и затем определяют концентрацию компонентов с учетом результатов этих специфических измерений на месте обработки, чтобы регулировать время затвердевания композиции в канале.
Согласно особенно предпочтительному варианту осуществления способ включает в себя дополнительный этап измерения и/или анализа по меньшей мере одного компонента герметизирующей композиции и выбор дополнительных компонентов с учетом указанного измерения или анализа по меньшей мере одного компонента. В частности, способ включает в себя анализ латексного компонента герметизирующей композиции, после чего одну или более дополнительных добавок выбирают на основе изменений латекса, особенно изменений, которые возникают главным образом соответственно конкретному сезону, в течение которого латекс собирали.
Перед, предпочтительно непосредственно перед применением герметизирующей композиции или тампонажного раствора на месте обработки измеряют и анализируют параметры на месте обработки, характерные для материнской породы, в частности гидравлические и/или пневматические параметры, поскольку режим потока воды или газа следует оценивать, если необходимо получать эффективное уплотнение. Для этого можно использовать бурение и способы анализа геологических проб. Указанные параметры могут включать в себя и предпочтительно должны включать результаты исследования гидравлической удельной проводимости на месте обработки для определения базисных значений Люжона и для получения представления о полной ширине апертуры проницаемых трещин в материнской породе, результаты исследования проб воды и исследования с использованием красителя для определения гид
- 2 032604 равлической удельной проводимости канала или каналов в материнской породе и результаты исследования наличия или отсутствия условий для потока. Кроме того, этими свойствами обеспечивается оценка объема герметизирующей композиции, необходимого для уплотнения. Этот этап также включает в себя исследование свойств воды, имеющейся в канале, подлежащем обработке, или втекающей в него, в частности определение таких тестовых параметров, как значение рН, температура, содержание минеральных веществ и соленость, которые влияют на выбор используемой герметизирующей композиции. Кроме того, учитывают дополнительные условия на месте обработки, такие как температура подземной формации на месте обработки или вокруг него.
После определения гидравлических и/или пневматических параметров материнскую породу пробуривают, чтобы образовать отверстия для нагнетания, через которые герметизирующую композицию направляют в материнскую породу.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения герметизирующая композиция или тампонажный раствор содержит по меньшей мере один компонент на основе латекса и одну или более дополнительных выбранных добавок.
Предпочтительно, чтобы латекс был натуральным латексом. В особенно предпочтительном варианте осуществления герметизирующая композиция содержит эмульсию или коллоид латекса и лауриновую кислоту или лауратовое соединение и по меньшей мере одну дополнительную выбранную добавку. По меньшей мере одну дополнительную добавку выбирают, по меньшей мере частично, с учетом измеренных параметров обрабатываемого места.
Однако герметизирующая композиция на основе латекса может не подходить для некоторых ситуаций. Например, для холодных регионов, в которых температуры формации могут быть ниже -5°С, можно выбирать герметизирующую композицию не на основе латекса. В частности, желательно выбирать герметизирующую композицию не на основе латекса, если температура грунта или окружающего участка составляет -12°С или ниже. Следует заметить, что этот способ не ограничен никакими конкретными видами герметизирующей композиции.
Дополнительные добавки могут включать в себя ингибиторы коагуляции или затвердевания для предотвращения затвердевания композиции и содействия продвижению потока к обрабатываемому месту и проницаемости обрабатываемого места до начала затвердевания в канале. Не создающими ограничения примерами ингибиторных добавок являются поверхностно-активные вещества, такие как катионные поверхностно-активные вещества.
Поверхностно-активные вещества могут предотвращать выпадение латекса хлопьями при введении в канал. На местах обработки, на которых вода, присутствующая в канале, имеет высокие концентрации солей, т.е. вода является, по существу, рассолом, воду в канале можно обрабатывать при использовании ингибиторной добавки для предотвращения преждевременной коагуляции или затвердевания поверхностно-активного соединения в канале. Не создающим ограничения примером такой ингибиторной добавки является фирменный продукт КТ, который содержит смесь фосфатов натрия и который при введении в канал в виде раствора предотвращает или замедляет коагуляцию или затвердевание герметизирующей композиции в канале.
Кроме того, дополнительная добавка может включать в себя активаторы коагуляции для начала или ускорения затвердевания. Не создающими ограничения примерами этих добавок являются щелочные соединения, пластификаторы, карбоновые кислоты, бораты, силикаты, гидроксиды, а также соли металлов. Дополнительные добавки включают в себя вещества, уменьшающие потребность в воде, и разжижители.
Согласно особенно предпочтительному варианту осуществления изобретения способ также включает в себя измерение и анализ параметров с последующим первоначальным применением тампонажного раствора и по желанию с выполнением последующих этапов нагнетания тампонажного раствора. Если необходимо, один или более компонентов герметизирующей композиции изменяют в ответ на изменения указанных параметров. Например, герметизирующую композицию, предназначенную для использования при втором и последующих применениях на месте обработки, изменяют в ответ на изменения формации, или путей потоков воды или газа, или потоков воды или газа в материнской породе с течением времени. Измерения проницаемости позволяют изменять или регулировать время затвердевания тампонажного раствора, вводимого к месту обработки, при последующих применениях.
Согласно предпочтительному аспекту способ включает в себя этап введения герметизирующей композиции в канал путем нагнетания. Предпочтительно вводить компоненты композиции к месту обработки независимо, чтобы герметизирующая композиция эффективно смешивалась на месте обработки. Т.е. герметизирующая композиция представляет собой многокомпонентную композицию, различные компоненты которой доставляют совместно, и они реагируют в канале на месте обработки.
Желательно подавать компоненты герметизирующей композиции на место работы подходящим насосом, предпочтительно насосом с многочисленными выпускными отверстиями, благодаря которым компоненты вводятся через отдельные отверстия насоса. Предпочтительно, чтобы насос был насосом вытеснения. Такое насосное оборудование и возможность отдельной подачи компонентов композиции к месту обработки позволяют успешно регулировать введение композиции в запечатываемый канал и, сле
- 3 032604 довательно, регулировать время затвердевания в канале. В частности предпочтительно, чтобы насос мог нагнетать композицию в канал под переменными давлениями, при этом указанное изменение давления выбирают в ответ на изменения на месте обработки конкретных гидравлических, пневматических и химических параметров.
Кроме того предпочтительно, чтобы предложенный способ включал в себя первичный этап нагнетания герметизирующей композиции и вторичный этап нагнетания герметизирующей композиции. Особенно предпочтительно на первом этапе нагнетания вводить герметизирующую композицию в канал по направлению потока воды. На втором этапе нагнетания предпочтительно вводить герметизирующую композицию в канал против потока воды или газа, особенно после приостановки притока воды или газа.
Поэтому преимуществом настоящего изобретения является возможность выполнять регулирование времени затвердевания герметизирующей композиции после введения к месту обработки, что позволяет композиции адекватно проникать во встречающиеся формации внутри материнской породы, удаленные от точки нагнетания.
При некоторых применениях герметизирующей композиции может быть более удобно вводить единственный состав в канал при сохранении возможности изменения или регулирования времени затвердевания композиции в ответ на изменение конкретных параметров или переменных на месте применения. В связи с этим предложен дополнительный аспект настоящего изобретения, в соответствии с которым предложен способ ограничения или уменьшения притока жидкости или газа в канал в материнской породе, такой как, но без ограничения ею, геологическая формация, при использовании герметизирующей композиции, содержащей тампонажный компонент и отвердитель тампонажного компонента, при этом часть тампонажного компонента смешивают с частью отвердителя тампонажного компонента, отношение количества тампонажного компонента к количеству отвердителя выбирают с учетом одного или более параметров, относящихся к указанной материнской породе, при этом смесь тампонажного компонента и отвердителя вводят в указанный канал, где она затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения, во время этого процесса скорость отверждения или затвердевания указанного тампонажного компонента в указанном канале регулируют или изменяют путем изменения отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя.
Коагуляцию или затвердевание желательно сначала задерживать в продолжение заранее заданного периода времени. Затем должна следовать относительно быстрая коагуляция или затвердевание герметизирующей композиции на месте в материнской породе или обрабатываемом канале. Т.е. время, затрачиваемое на затвердевание или коагуляцию герметизирующей композиции, можно регулировать и продлевать путем изменения отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя в процессе конкретного применения.
Предпочтительно, чтобы тампонажный компонент был на основе латекса, например на основе эмульсии, коллоида или водной дисперсии латекса. Однако тампонажный компонент также может быть составом на основе полимера. Желательно, чтобы тампонажный компонент был водным для обеспечения легкого смешивания с отвердителем.
Отвердитель состоит из одного или более компонентов, выбранных из агентов, способных превращать тампонажный компонент или реагировать с ним для затвердевания или коагуляции тампонажного компонента в канале. Для этого желательно, чтобы отвердитель обладал замедленным эффектом затвердевания или коагуляции для обеспечения возможности нагнетания или иным образом введения в канал объединенной смеси тампонажного компонента и отвердителя, подлежащих закачиванию, и достижения достаточного проникновения в канал для ограничения притока жидкости или газа.
В одном варианте осуществления отвердитель выбирают из агентов, которые влияют на снижение значения рН жидкости. Предпочтительно, чтобы снижение значения рН происходило постепенно в течение некоторого периода времени, при этом период времени сильно зависит от отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя.
Предпочтительно, чтобы значение рН снижалось за счет образования кислоты при реакции комбинированной смеси тампонажного компонента и отвердителя. В случае использования тампонажного компонента на основе латекса окисление спирта до карбоновой кислоты в водной латексной дисперсии является одним таким способом снижения значения рН, отраженным в следующем уравнении:
К-ОН+окисляющий агент^-К-СООН.
Для этого в одном варианте осуществления отвердитель представляет собой окисляющий агент. Окисляющий агент можно использовать для образования кислот в водном тампонажном компоненте при добавлении его и перемешивании. Не создающими ограничения примерами такого окисляющего агента, который можно использовать в качестве отвердителя, являются перманганат и триоксид хрома.
В соответствии с дальнейшим предпочтительным аспектом настоящего изобретения отвердитель выбирают из класса спиртов, относящихся к полиолам, и он может быть мономерным полиолом, диолом, триолом, тетролом или любым другим полимерным полиолом. Не создающими ограничения примерами являются мономерные полиолы, такие как этиленгликоль или глицерин, и полимерные полиолы, такие как полиэтиленгликоль. В особенно предпочтительном варианте осуществления изобретения отвердитель представляет собой полиоловый эфир жирной кислоты.
- 4 032604
Испытание показывает, что смешивание большой части тампонажного компонента с небольшой частью отвердителя приводит сначала к образованию небольшого количества коагулятов или затвердевших частиц при сохранении большей части смеси в жидкой форме. Первоначально образованные коагуляты или частицы действуют как инициатор или затравка для образования дальнейших коагулятов или частиц в смеси, что с течением времени приводит к коагуляции или затвердеванию, по существу, всей смеси.
Обнаружено, что изменение отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя, например в процентах по массе, позволяет успешно регулировать скорость затвердевания. Поэтому тампонажный компонент можно объединять с заранее заданным количеством отвердителя, при этом количество следует определять преимущественно с учетом параметров места обработки или обрабатываемой материнской породы и вводить смесь в канал, где она затвердевает или коагулирует в канале со скоростью, которая является оптимальной для этого конкретного применения.
Настоящее изобретение является полезным при применении к материнской породе или подземной формации до проходки шахтного ствола или туннеля, например разрабатываемого при горных работах. Настоящим изобретением можно успешно предотвращать или минимизировать приток воды в шахтный ствол или туннель, сооружаемый в подземной формации в непосредственной близости к водоему, такому как река или водоносный пласт. Кроме того, настоящее изобретение позволяет успешно минимизировать или предотвращать приток газа в шахтный ствол или туннель или на самом деле в любые области окружающего грунта, из которых нежелательно допускать выход газа.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Настоящее изобретение можно лучше понять из нижеследующего описания предпочтительных вариантов осуществления и примеров при обращении к сопровождающим чертежам.
Фиг. 1 - сечение геологического тела, содержащего шахтный ствол, имеющего трещины или отверстия в материнской породе, окружающей шахтный ствол, которые необходимо закупоривать для предотвращения или минимизации притока воды в шахтный ствол.
Фиг. 2 - вид спереди в сечении набора тюбинговых колец, облицовывающих шахтный ствол в материнской породе, требующей обработки для ограничения притока воды в шахтный ствол.
Фиг. 3 - сечение геологического тела с шахтным стволом, пройденным в нем, требующего обработки для ограничения притока воды, вид до какой-либо обработки.
Фиг. 4 - сечение геологического тела с фиг. 3, обрабатываемого для ограничения притока воды в шахтный ствол в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 5 - сечение геологического тела с фиг. 3 с показом введения первой дополнительной добавки в канал.
Фиг. 6 - сечение геологического тела с фиг. 3 с показом выполнения вторичного этапа нагнетания герметизирующей композиции.
Нижеследующие описание и примеры в первую очередь относятся к обработке геологического тела, в котором проходкой образован шахтный ствол, при этом шахтный ствол имеет трещины или отверстия, требующие запечатывания, главным образом для предотвращения притока воды. Например, вода может протекать или просачиваться в шахтный ствол через каналы в виде трещин или щелей или через проницаемые неконсолидированные слои материнской породы. Однако настоящее изобретение не ограничено такими применениями, и следует понимать, что предложенный способ можно успешно использовать в различных ситуациях, когда желательно приостанавливать или ограничивать притоки воды, таких как, но без ограничения ими, притоки воды в глубокие и с открытыми разработками рудники, заполнения подземных плотин, подземные склады и бункеры, подвальные помещения, подземные хранилища отходов, соляные копи и резервуары и водоемы со стоячей водой. Предложенный способ в равной степени применим там, где желательно приостанавливать или ограничивать поток газа, такого как, но без ограничения им, газ, недопустимо просачивающийся из трещин в грунте, образующихся в результате выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Сначала обратимся к фиг. 1 и 2, на которых показана материнская порода 10 подземной формации, окружающая шахтный ствол 14, где вода проникает через трещину в окружающей породе и через поровые пространства в неконсолидированных песчаных линзах. Вода способна проникать в шахтный ствол 14 вследствие протекания через трещины в стенке тюбингового сегмента 18, через щели 16 между соответствующими тюбинговыми сегментами 18 и через холодные соединения, создаваемые между концом одной заливки бетона и началом новой заливки позади тюбинговых сегментов 18, таких как тюбинговые сегменты, показанные на фиг. 2. В конструкции шахтного ствола 14 тюбинги 18 действуют как отделка шахтного ствола 14. В известных способах сооружения шахтных стволов обычно замораживают грунт вокруг траектории шахтного ствола, чтобы стабилизировать подземную формацию. В этом примере предпочтительно применять предложенный способ, чтобы замораживание грунта становилось ненужным и исключалось повреждение породы вблизи шахтного ствола 14 во время проходки.
Внутри шахтного ствола 14 отверстия 20 для нагнетания пробуривают с промежутками в материнскую породу через тюбинговые сегменты 18 вокруг передней поверхности тюбинга 18. Отверстия можно пробуривать перпендикулярно к передней поверхности тюбинга 18 или под углом, таким как 45°. Для снижения затрат и в то же время обеспечения эффективного запечатывания при компоновке отверстий
- 5 032604 для нагнетания следует минимизировать количество необходимых отверстий 20 для нагнетания. В идеальном случае для этого отверстия 20 для нагнетания располагают на регулярных или, по существу, эквидистантных интервалах по окружности тюбинга 18. Таким образом, отверстия для нагнетания 20 пробуривают вокруг каждого тюбингового сегмента 18, образующего отделку шахтного ствола 14. Любой подходящий способ бурения можно использовать для образования отверстий для нагнетания, такой как способ с использованием ударного бурильного молотка на пневмоподдержке. Ударное бурение может быть необходимым в случае крепких породных формаций. Вращательное бурение подходит больше и повышает проницаемость формации.
Пробы воды, имеющейся на месте уплотнения (воды на месте обработки), собирают по меньшей мере с одного участка просачивания в шахтном стволе 14 или вокруг него. Воду исследуют, чтобы выполнить анализ химических свойств, таких как значение рН, температура, содержание минеральных веществ и степень солености. Кроме того, измеряют температуру подземной формации на месте обработки и вокруг места обработки.
Кроме того, следует определить гидравлические параметры материнской породы 10. Характер и протяженность гидравлического поля необходимо понимать, чтобы выполнять эффективное уплотнение. Чтобы определить гидравлические параметры из числа связности, проникновения и распространения притока воды, подходящий краситель, такой как трассировочный краситель, имеющий такие же характеристики потока, какие имеет вода, но окрашенный для получения очевидного контраста относительно шахтного ствола 14 и места обработки, вводят в каждое из отверстий 20 для нагнетания. Просачивание красителя в шахтный ствол 14 можно регулировать во времени и визуально оценивать, чтобы определять проникновение притока воды. Результат анализа будет показывать, где происходит приток и где находятся основные точки поступления воды, например в холодных соединениях между заливками бетона. Скорость потока красителя измеряют, чтобы определить свойства потока красителя в материнской породе 10, когда его вводят при конкретной скорости и под конкретным давлением. Это дает показатель скорости потока раствора герметизирующей композиции, так что можно определить момент введения подходящих добавок и концентрации их.
С учетом температурных параметров грунта и воды, значения рН воды, содержания минеральных веществ и степени солености, а также свойств потока воды на месте обработки и вокруг него и температуры на месте обработки можно надлежащим образом выбрать компоненты и соответствующие концентрации указанных компонентов герметизирующей композиции.
Когда непосредственно на местах обработки и в окружающей подземной формации температура ниже чем около -12°С или выше 100°С, компоненты герметизирующей композиции следует выбирать соответствующим образом. Например, если температура грунта очень высокая, предпочтительно выбирать герметизирующую композицию на основе цемента, а не герметизирующую композицию на основе латекса. Кроме того, можно использовать комбинацию герметизирующих композиций двух различных видов. Например, герметизирующую композицию на основе цемента можно использовать для объемного заполнения крупных пустот, и тогда герметизирующую композицию на основе латекса можно использовать для заполнения небольших трещин и щелей.
С учетом геотехнической оценки подземной формации, особенно водопроницаемости, используют стандартный цемент или цемент с мелкими частицами (частицами меньше 30 мкм). Например, если размер канала или отверстий в формации обычно больше чем 160 мкм, место можно обрабатывать стандартным цементным составом. Для отверстий, которые меньше размером и которые приводят к слабому просачиванию, необходим материал из микрочастиц. С учетом измеряемых параметров места обработки добавки и примеси добавляют в состав на основе цемента для получения желаемых характеристик реологии и затвердевания.
Когда непосредственно на месте обработки и в окружающей подземной формации температура составляет -12°С или выше, а исследование проникновения притока воды показывает, что имеются условия для присутствия потока воды, желательно использовать многокомпонентный химический состав на основе латекса, такой как состав, описанный в патенте № 739427 Австралии, содержание которого включено в эту заявку путем ссылки.
В идеальном случае такой химический состав имеет в качестве важного или объемного компонента эмульсию или коллоид латекса, предпочтительно в количестве меньше 30% всего состава. Обычно латекс приготавливают в виде эмульсии или коллоидальной суспензии с водой. Предпочтительно, чтобы латекс был натуральным латексом, поскольку неожиданно было обнаружено, что натуральный латекс имеет лучшие уплотняющие свойства по сравнению с синтетическими разновидностями. Концентрацию латекса в воде можно выбирать с учетом химических и гидравлических параметров, определяемых на ранних этапах способа.
С учетом упомянутых выше измеренных гидравлических параметров и химических свойств воды и места обработки одну или более дополнительных добавок выбирают в сочетании с латексной эмульсией для нагнетания в обрабатываемый канал. Поскольку герметизирующую композицию вводят в воду, протекающую по каналу или каналам, требующим запечатывания, а герметизирующая композиция переносится по каналу водой, вода фактически становится ингредиентом герметизирующей композиции после
- 6 032604 введения ее в канал. Поэтому одну или более дополнительных добавок вносят для улучшения химии воды или для коррекции химических характеристик, которые могут оказывать нежелательное влияние на герметизирующую композицию после введения ее в канал.
На местах обработки, имеющих кислую воду в канале, преждевременное затвердевание или коагуляция герметизирующей композиции может возникать при введении композиции в канал, после чего композиция становится неспособной в достаточной степени проникать в материнскую породу 10. Если анализ воды показывает, что значение рН ниже чем 7, желательно добавлять ингибиторный компонент для изменения значения рН до щелочного состояния. Такие ингибиторы обычно приготавливают в виде щелочного раствора со значением рН выше 10 или 11 с тем, чтобы повышать значение рН воды. Они могут включать в себя, например, виды, обнаруживаемые в детергентах и подобных мылу веществах, не создающими ограничения примерами которых являются триполифосфат, фирменный продукт КТ (в порошке или растворенный), который содержит смесь фосфатов натрия, или щелочной гидроксид калия (КОН). При обработке места, которое является кислотным или слабокислотным, ингибиторную добавку нагнетают или закачивают в канал и объединяют с латексным компонентом в канале на месте проведения работ. Степень щелочности ингибиторной добавки определяют с учетом измерения рН воды.
На местах обработки, на которых вода является особенно кислотной, предпочтительно сначала промывать канал раствором с нейтральным рН или щелочным раствором, таким как фирменный продукт под названием С4 (код продукта ХТМС4136), который представляет собой поверхностно-активную смесь поверхностно-активных веществ, до введения любого латексного компонента с тем, чтобы повышать рН воды и тем самым исключать преждевременное затвердевание в канале. Кроме того, введение такого компонента в канал позволяет закачивать герметизирующую композицию в канал под пониженным давлением, поскольку при введении такого раствора повышается проникающая способность герметизирующей композиции в канале независимо от того, чем является материнская порода 10, преимущественно породной формацией или грунтом.
С другой стороны, может быть полезной кислотная промывка проницаемых структур, пересекаемых отверстиями 20 для нагнетания, для вытеснения подземной воды. Промывка способствует повышению проницаемости подземной формации и обеспечивает лучшее проникновение герметизирующей композиции после введения. Обычно для промывки используют слабокислотный раствор стабилизатора. Однако также можно использовать разбавленные кислоты других видов, не создающим ограничения примером которых является хлористоводородная кислота (НС1). Введением кислого раствора можно успешно инициировать и повторно инициировать проницаемость формации материнской породы 10, эффективно растворять осадки материала, которые в ином случае могут мешать прохождению герметизирующей композиции в проницаемые структуры материнской породы 10.
Кроме того, на местах обработки, имеющих воду с высоким содержанием соли, которые могут встречаться при проходке шахтного ствола в теле соли, можно столкнуться с преждевременным затвердеванием или коагуляцией композиции внутри каналов. Когда измерения удельной электрической проводимости воды свидетельствуют о высокой солености, желательно вводить одну или более ингибиторных добавок, таких как ингибиторные добавки, описанные выше, которые замедляют затвердевание или коагуляцию герметизирующей композиции в канале. В качестве варианта или дополнительно может быть предпочтительно сначала обрабатывать воду в канале для снижения солености перед введением латексного компонента. Т.е. канал промывают с тем, чтобы вытеснить подземную воду непосредственно перед введением композиции.
До введения изготовленной по индивидуальному заказу герметизирующей композиции, содержащей компоненты, выбранные с учетом свойств материнской породы 10, каждое отверстие 20 для нагнетания подвергают испытанию водой для определения ряда базисных значений Люжона и получения представления о полной ширине апертуры проницаемых структур на месте обработки. Кроме того, этим испытанием дается показатель объемов герметизирующей композиции, по всей вероятности требующихся для запечатывания этих структур, чтобы эффективно запечатать их и предотвратить проникновение и просачивание жидкости в шахтный ствол 14.
Во время начальных этапов введения многокомпонентной композиции в канал составляют композицию, имеющую увеличенное время затвердевания, чтобы обеспечить оптимальное распространение и проникновение герметизирующей композиции в формацию. Нежелательно, чтобы герметизирующая композиция затвердевала слишком близко к отверстию 20 для нагнетания, поскольку в этом случае в дальнейшем потребуется пробуривать дополнительные отверстия 20 для нагнетания, чтобы иметь возможность вводить дополнительную композицию. В идеальном случае при введении герметизирующей композиции возникает поперечное распространение тампонажного раствора на расстояние, которое приблизительно равно расстоянию между нагнетательным отверстием 20 и отделкой шахтного ствола 14, в этом случае тюбингом 16. По меньшей мере распространение тампонажного раствора должно быть достаточным для образования перекрывающихся цилиндров тампонажного раствора вокруг шахтного ствола 14.
По мере введения герметизирующей композиции в канал или сеть каналов время затвердевания постепенно снижают путем добавления большего количества активаторной добавки. Этим обеспечивают
- 7 032604 ограниченное распространение тампонажного раствора в целевой области, являющейся минимальной областью материнской породы 10, для которой необходимо применение герметизирующей композиции, чтобы минимизировать или ограничить приток воды и тем самым минимизировать расход герметизирующей композиции и излишнее распределение в материнской породе подземной формации.
При продолжении операции заливки по мере затвердевания герметизирующей композиции окажутся блокированными и заполненными открытые части материнской породы, что приведет к изменению путей потоков воды и времени протекания. Поэтому в ответ на эти изменения необходимо выполнить регулировку времени затвердевания герметизирующей композиции. В этом случае желательно выполнять дополнительные измерения гидравлических параметров материнской породы 10 и химических свойств воды по мере введения герметизирующей композиции в канал и изменять общий состав с учетом этих измерений. Если в течение некоторого времени не обнаруживается снижение кажущегося значения Люжона, это означает, что герметизирующая композиция продолжает заполнять пустоты в материнской породе. На основании объема герметизирующей композиции, ранее инжектированной, время затвердевания герметизирующей композиции можно постепенно снижать, например путем добавления больших количеств активаторной добавки или в том же самом объеме при большей концентрации. Если в течение некоторого периода времени обнаруживается снижение кажущегося значения Люжона, это показывает, что герметизирующая композиция находится в состоянии проникновения. Поэтому герметизирующую композицию можно продолжать вводить в канал без изменений времени затвердевания. Однако если измерения показывают, что кажущееся значение Люжона снижается с большой скоростью, изменяют количество отдельных компонентов герметизирующей композиции для повышения времени затвердевания в канале.
Нагнетание герметизирующей композиции начинают с самого нижнего тюбингового сегмента 18 в шахтном стволе 14 и постепенно перемещаются кверху. Герметизирующую композицию нагнетают в первые отверстия 20 для нагнетания до тех пор, пока герметизирующая композиция не будет обнаружена в следующем отверстии 20 для нагнетания в этом тюбинговом сегменте 18. Герметизирующую композицию вводят во второе отверстие 20 для нагнетания и каждое последующее отверстие 20 для нагнетания до тех пор, пока не будет обработан весь контур. Затем переходят к нагнетанию герметизирующей композиции в следующее, расположенное выше тюбинговое кольцо 18. Однако герметизирующую композицию можно нагнетать в отверстия 20 для нагнетания в любом особом порядке до тех пор, пока герметизирующая композиция не перестанет заполнять пустоту между внешним контуром тюбинговых колец 18 и окружающим грунтом.
С учетом измеренных гидравлических параметров на месте обработки и химических свойств воды герметизирующую композицию в представленном примере нагнетают в канал под минимальным давлением. Желательно поддерживать низкое давление нагнетания, чтобы исключать любые проблемы, связанные с гидравлическим разрывом окружающей материнской породы. В этом применении желательно, чтобы давление нагнетания не превышало в 1,25-2,5 раза гидростатический напор. В идеальном случае давление нагнетания определяют на основании механики материнской породы на месте обработки и с учетом глубины отверстий 20 для нагнетания.
Предпочтительно вводить ингибиторную добавку в канал с помощью насоса вытеснения с многочисленными выпускными отверстиями. Наличие многочисленных выпускных отверстий насоса позволяет вводить индивидуальные компоненты герметизирующей композиции так, чтобы они эффективно реагировали только друг с другом на месте внутри канала. Давление нагнетания компонентов герметизирующей композиции желательно повышать от гидростатического напора до максимального давления медленно и постепенно. Обычно по мере изоляции воды в канале давление будет возрастать автоматически. Если необходимо, и особенно для исключения гидравлического разрыва окружающей подземной формации, давление нагнетания регулируют до удовлетворения условиям конкретного места обработки с учетом измеренных параметров, характерных для места обработки, включая расстояние от отверстия 20 для нагнетания, на которое желательно распределить герметизирующую композицию.
В случае использования латексного эмульсионного компонента герметизирующую композицию нагнетают в воду, протекающую или присутствующую в канале, через различные отверстия 20 для нагнетания. Когда латексный компонент протекает в канале, он, по меньшей мере частично, активируется благодаря перемешиванию, что приводит к коагуляции герметизирующей композиции с образованием уплотнения в канале или сети каналов. Если из измеренных состояний потока следует, например, что скорость потока является высокой, например 200 л/с, компонент химического активатора добавляют для повышения скорости коагуляции и затвердевания в канале.
После начального этапа обработки, на котором герметизирующую композицию вводят на место обработки и затвердевание инициируют и завершают, весьма желательно выполнить второй этап обработки. Было обнаружено, что при последующей обработке герметизирующей композицией на месте обработки вода часто пополняется из локальных водоносных пластов и находит новый путь, представляющий собой путь наименьшего сопротивления, в шахтный ствол 14. Вследствие возмущенного пути потока воды могут возникать новые утечки в шахтный ствол 14, и с ними следует обходиться соответствующим образом. Выполняют описанные выше этапы, заключающиеся в бурении отверстий для нагнетания, ана
- 8 032604 лизе на месте обработки материнской породы с использованием подходящего красителя для оценивания проникновения притока воды и химическом анализе воды на месте обработки. С учетом этих измеренных параметров выбирают разновидности компонентов и концентрации компонентов, которые вводят в канал, по существу, так, как описано выше.
Теперь обратимся к фиг. 3, на которой показана подземная формация 100, в которой туннель 141, например шахтный ствол, пройден ниже тела воды, такого как водоносный пласт, проходящий через материнскую породу 10 подземной формации 100. Приток воды в туннель 141 следует блокировать или ограничивать, чтобы туннель 141 не затопило. В этом примере туннель 141 представляет собой вскрытую формацию без отделки между внутренней стороной туннеля и окружающей материнской породы 10, состоящей преимущественно из пород и неконсолидированных формаций, в том числе из рыхлых пород. Формация этого вида чувствительна к неблагоприятному воздействию гидравлического разрыва, и возможны опасные обрушения пород или оползни.
Как и в предыдущем примере, выполняют отбор пробы воды и проверки с использованием красителя для определения гидравлической проводимости трещин в материнской породе и вклада притока воды в шахтный ствол. Было обнаружено, что в неконсолидированных геологических формациях гидравлический разрыв может быть значительной проблемой. После закупоривания открытых участков трещин с притоком воды затвердевшей или коагулированной герметизирующей композицией приток, в конечном счете, становится ограниченным по апертуре, вследствие чего скорость воды будет повышаться и приводить к дополнительному размыву материнской породы. Кроме того, это может происходить после успешной обработки места герметизирующей композицией. По этой причине желательно, чтобы способ включал в себя первичный этап нагнетания (см. фиг. 4 и 5), на котором герметизирующую композицию вводят в канал по направлению потока воды или газа через отверстие 201 для нагнетания, и вторичный этап, на котором герметизирующую композицию вводят против потока воды после того, как приток в туннель 141 задержан (см. фиг. 6). Двухэтапное применение предпочтительно для создания непроницаемой перегородки из герметизирующей композиции.
Как и в предыдущем примере, исследование гидравлической проводимости на месте обработки выполняют до введения любой герметизирующей композиции в канал. Этим определяют ряд базисных значений Люжона и получают показатель полной ширины апертуры проницаемых структур в материнской породе. Точно так же воду на месте работы исследуют, чтобы определить значение рН, температуру, содержание минеральных веществ и степень солености.
В течение нагнетания герметизирующей композиции предпочтительно уменьшать время затвердевания герметизирующей композиции в канале по мере продолжения нагнетания, чтобы предотвращать затвердевание или коагуляцию герметизирующей композиции слишком близко к отверстиям 201 для нагнетания и чтобы получать поперечное распространение герметизирующей композиции, которое достаточно для создания эффективного барьера для предотвращения притока воды в выработку. В начале нагнетания вводят многочисленные компоненты композиции и сначала допускают протекание и просачивание в туннель 141 (фиг. 4). Это позволяет выполнять измерение начального притока в течение некоторого периода времени или постоянно во времени.
Задача предложенного способа заключается в получении поперечного распространения герметизирующей композиции, а именно, по существу, в промежутке между отверстием 201 для нагнетания и периметром проницаемой структуры. Кроме того, важно гарантировать, чтобы герметизирующая композиция не затвердевала слишком близко к отверстию 201 для нагнетания, поскольку в таком случае потребуется бурение дополнительных отверстий и, следовательно, будут нежелательные дополнительные затраты.
Время затвердевания герметизирующей композиции постепенно уменьшают введением больших количеств или в большей концентрации подходящей активаторной добавки (фиг. 5), вид и состав которой выбирают как описано выше, с учетом измеренных параметров, характерных для места обработки. Время затвердевания уменьшают до точки, при которой герметизирующая композиция больше не вымывается из проницаемых структур материнской породы 100, а связывается с материнской породой 100 с образованием уплотнения.
По желанию активаторный компонент можно вводить в поток воды через отдельное отверстие 201 для нагнетания к одному или нескольким другим компонентам герметизирующей композиции. Например, обратимся к фиг. 5, где в случае использования латексной герметизирующей композиции латексный компонент вводят в поток воды через первое отверстие 201а для нагнетания и активаторный компонент вводят через второе отверстие 201Ь для нагнетания. Отверстие 201Ь для нагнетания пересекает канал ниже по потоку от отверстия 201а для нагнетания. В таком случае латексный компонент закачивают в поток воды в пустоте или канале через отверстие 201а для нагнетания, откуда он переносится к туннелю 141 потоком воды в канале. Активаторный компонент вводят в канал через отверстие 201Ь для нагнетания, где он смешивается с латексным компонентом, протекающим ниже по потоку. Далее смешанная герметизирующая композиция затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения, предотвращающего дальнейший приток воды в туннель 141.
Как было показано, желательно выполнять вторичный этап нагнетания или уплотнения, при этом,
- 9 032604 как показано на фиг. 6, этот этап применяют против потока воды. Если обнаруживают, что в течение вторичного этапа нагнетания отсутствует дальнейшее повышение давления при заданной скорости потока, это означает, что затвердевание композиции сдвигается слишком далеко в материнскую породу и герметизирующая композиция проникает слишком далеко на расстояние от целевого места обработки, и это приводит только к непроизводительному расходу материала. Если это является тем случаем, время затвердевания герметизирующей композиции следует постепенно уменьшать путем снижения подачи активаторной добавки и/или повышения подачи ингибиторной добавки в материнскую породу. Например, значение рН композиции в материнской породе изменяют от кислотного значения рН до более щелочного значения рН.
Что касается фиг. 6, то по желанию вторичный этап нагнетания можно выполнять при бурении дополнительного отверстия 201с для нагнетания, которое пересекает канал выше по потоку относительно канала (теперь запечатанного герметизирующей композицией). Латексный компонент герметизирующей композиции закачивают через отверстие 201а для нагнетания и продавливают выше по потоку в канале, поскольку участок ниже по потоку запечатан герметизирующей композицией. Активаторный компонент закачивают в канал через отверстие 201с для нагнетания, где он смешивается с латексным компонентом и вызывает затвердевание герметизирующей композиции. Поэтому на первичном этапе нагнетания введение и затвердевание герметизирующей композиции ниже по потоку в канале является реактивным применением герметизирующей композиции для исключения притока воды в туннель 141. Применение герметизирующей композиции на вторичном этапе, на котором ее вводят выше по потоку и против потока воды, представляет собой упреждающую обработку, при которой промывка водой и гидравлический разрыв материнской породы 100 предотвращаются.
Кроме того, настоящее изобретение особенно полезно при упреждающей обработке формации до проходки и обеспечивает преимущество, заключающееся в том, что нет необходимости иметь дело с притоками воды в проходимый шахтный ствол во время горных работ. Нижеследующий пример применения предложенного способа относится к применению перед проходкой для предотвращения притока воды в шахтный ствол, сооружаемый в подземной формации в непосредственной близости к крупному телу воды, такому как река. В этом примере подземная формация часто может содержать в больших количествах трещиноватый песчаник и неконсолидированные песчаные слои.
Для получения релевантной геотехнической информации, относящейся к месту обработки, пилотное отверстие пробуривают вблизи планируемого шахтного ствола. Получение проб этим способом позволяет выполнить, по меньшей мере, идентификацию геологических свойств подземной формации. В случае когда обнаруживают, что подземная формация состоит в основном из песчаника и неконсолидированного песчаника, оба вида материнской породы учитывают при выборе компонентов герметизирующей композиции.
С учетом возможности существования вертикальных или субвертикальных трещин и/или насыщенных песчаных линз, встречающихся во время проходки шахтного ствола, герметизирующая композиция после внесения должна образовывать завесу вокруг предполагаемого пути шахтного ствола, чтобы уменьшалась проницаемость окружающей формации и минимизировался приток воды в будущий шахтный ствол. Пробуривают ряд первичных отверстий для нагнетания, предпочтительно расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга по периметру предполагаемого шахтного ствола. Желательно пробуривать первичные отверстия для нагнетания со смещением от наружного края предполагаемого шахтного ствола. Обычно около восьми этих первичных отверстий для нагнетания пробуривают по периметру. Желательно пробуривать дополнительное количество вторичных отверстий для нагнетания для измерения эффективности применения герметизирующей композиции во время и после первого применения. Вторичные отверстия для нагнетания располагают, по существу, посредине между первичными отверстиями для нагнетания. Каждое отверстие для нагнетания пробуривают на заданной глубине, определяемой предполагаемой глубиной шахтного ствола. Кроме того, каждое отверстие для нагнетания пробуривают с учетом введения пакера, чтобы иметь возможность нагнетания раствора под давлением на различных этапах применения. Для этого можно использовать любой подходящий пакер. Например, может подойти одинарный надувной пакер с открытым концом или двойной волоконный пакер.
До выбора компонентов и введения герметизирующей композиции в канал каждое отверстие для нагнетания испытывают при заполнении водой для определения ряда базисных значений проницаемости Люжона и для получения представления относительно полной ширины апертуры проницаемых структур в подземной формации. Точно так же пробы воды отбирают из отверстий для нагнетания и анализируют для получения тестовых параметров, таких как значение рН, соленость, содержание минеральных веществ и температура.
После выполнения испытания при заполнении водой отверстия для нагнетания и проницаемые структуры, пересекаемые ими, можно промыть жидкостью, выбираемой с учетом измеренных химических свойств подземной воды, описанных выше, чтобы вытеснить подземные воды. В зависимости от условий на месте обработки, в частности от значения рН воды, может быть желательной промывка слабокислым раствором. В процессе промывки выгодно повышается проницаемость подземной формации вследствие изменения химических условий до соответствия герметизирующей композиции, и эти хими
- 10 032604 ческие условия содействуют образованию надлежащей завесы из затвердевшей герметизирующей композиции. По желанию и с учетом измеренных параметров места обработки стабилизирующую добавку, являющуюся поверхностно-активной смесью поверхностно-активных веществ, такой как детергент, вводят в материнскую породу через отверстия для нагнетания, чтобы повысить проникающую способность герметизирующей композиции за счет действия стабилизирующей добавки, по существу, в качестве смазки в канале.
Выбор видов и концентраций герметизирующей композиции выполняют с учетом измеренных параметров места обработки и протекающей воды, по существу, так, как описано выше относительно предшествующих примеров. Как описывалось выше, после начала нагнетания герметизирующей композиции в канал необходимо выполнять внимательное и непрерывное наблюдение с мониторингом, например изменений значений проницаемости Люжона, и как, по существу, описано выше, последующее изменение времени затвердевания композиции путем видоизменения добавок. Время реагирования до регулирования состава герметизирующей композиции может быть значительным в таком применении, как описываемое, поскольку глубина отверстий для нагнетания и уплотняемых каналов может быть очень большой. Кроме того важно, чтобы изменения состава были постепенными для исключения вынужденных замедлений продвижения (преждевременного затвердевания герметизирующей композиции до достижения достаточного распространения) и потери доступа к предыдущей целевой зоне.
Кроме того, желательно изменять давление, под которым компоненты композиции вводят в канал, с учетом измеренных параметров, относящихся к месту обработки. В данном случае механика, например механика материнской породы, будет в значительной мере определять давление, подходящее для адекватного проникновения герметизирующей композиции в материнскую породу без возникновения повреждения, такого как гидравлический разрыв.
С учетом измеренных параметров места обработки и протекающей воды, измеряемых заранее, во время и/или после любой обработки места для предотвращения или минимизации притока воды, по существу, как описано выше, может быть желательной или более удобной обработка места путем введения всего лишь одной композиции в обрабатываемый канал. В таком случае все же требуется иметь возможность изменения или регулирования времени затвердевания композиции, особенно в качестве реакции на измеренные параметры или переменные места обработки или на месте обработки. При таких обстоятельствах альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения может быть более пригодным или удобным.
В этом варианте осуществления герметизирующая композиция состоит, по меньшей мере, из тампонажного компонента и отвердителя. Большую часть тампонажного компонента смешивают с меньшей частью отвердителя до введения комбинации в канал, требующий запечатывания. Т.е. смесь тампонажного компонента и отвердителя вводят в канал, где она затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения. Предпочтительно и удобно регулировать или изменять скорость затвердевания или общее время, необходимое для затвердевания или коагуляции комбинации в канале, путем изменения пропорции тампонажного компонента, смешиваемого с отвердителем.
Тампонажный компонент может быть на основе латекса, таким как эмульсия, коллоид или водная дисперсия латекса, или может быть тампонажным составом на основе полимера. В любом случае тампонажный компонент является, по существу, водным, прежде всего обеспечивающим легкое смешение с отвердителем и, кроме того, способствующим перемещению в жидкости смеси тампонажного раствора и отвердителя в и через обрабатываемый канал.
Отвердитель выбирают с учетом параметров места обработки и конкретного состава тампонажного компонента. Отвердитель представляет собой состав или химикат, который способен таким образом взаимодействовать или реагировать с тампонажным раствором с затвердеванием или коагуляцией тампонажного компонента в канале, что затвердевание или коагуляция задерживается в начальной стадии. Это позволяет объединенную жидкую смесь тампонажного раствора и отвердителя, подлежащую закачиванию, нагнетать или иным способом вводить в канал (так, как уже было описано выше) с достижением достаточного проникновения в материнскую породу или канал для ограничения притока жидкости. Т.е. смесь тампонажного раствора и отвердителя должна оставаться в жидкой форме достаточно долго для достижения этих областей материнской породы или канала. Точный период времени, в течение которого смесь должна оставаться жидкой, зависит от измеряемых параметров места обработки, таких как рассмотренные выше. Кроме того, степень проникновения герметизирующей композиции в материнскую породу или канал является определяющим фактором при принятии решения относительно того, сколь долго смесь должна оставаться в жидком состоянии, а он, в свою очередь, может быть решающим фактором при выборе отвердителя для любого конкретного применения. В идеальном случае отверждение или затвердевание должно сначала задерживаться, а затем после заранее заданного периода времени должно происходить относительно быстрое затвердевание герметизирующей композиции в канале.
В частности, если тампонажный компонент представляет собой состав на основе латекса, отвердитель желательно выбирать из агентов, которые постепенно снижают значение рН жидкости в течение некоторого периода времени до значения рН, при котором завершается затвердевание или коагуляция тампонажного компонента. В случае состава на основе латекса значение рН обычно составляет около 3.
- 11 032604
Значение рН снижается постепенно путем образования на месте кислоты из смеси тампонажного раствора и отвердителя.
Один такой способ снижения значения рН в течение некоторого времени заключается в использовании окисляющего агента в качестве отвердителя. Окисляющий агент можно использовать для образования на месте работы кислот в водном тампонажном компоненте. Не создающими ограничения примерами подходящего окисляющего агента, предназначенного для использования в качестве отвердителя, являются перманганат и триоксид хрома.
Этот вариант осуществления настоящего изобретения будет дополнительно описан с обращением к нижеследующим, не создающим ограничения примерам.
Пример 1. Перманганат калия и этанол в качестве отвердителя.
В этом примере равномассовый раствор перманганата калия (40 г/л) и этанола (комбинация действует как отвердитель) объединяли с умеренно соленой водой (полученной с характеристиками воды, присутствующей во многих геологических формациях, требующих обработки для предотвращения притока воды). Эту комбинированную жидкость добавляли к 60% тампонажному составу на основе латекса (продаваемому под фирменным наименованием ΝΟΗ2Ο). Отношение количества отвердителя к количеству тампонажного компонента изменяли, чтобы изменять скорость коагуляции/затвердевания герметизирующей композиции. Результаты показаны в табл. 1.
Таблица 1
Затвердевание/коагуляция тампонажного состава на основе латекса с отвердителем (раствором перманганата калия и этанола)
| Вес.% отвердителя | Время от смешивания до получения твердой массы | ||
| Соленая вода | Раствор КМпО4 | Этанол | |
| 96 | 2,0 | 2,0 | Более твердая после 20 мин; наиболее твердая после 16 ч |
| 92 | 4,0 | 4,0 | Более твердая после 20 мин; наиболее твердая после 16 ч |
| 92 | 8,0 | Нет | Частично твердая после 30 мин; пластичная твердая после 10 суток |
| 92 (несоленая вода) | 8,0 | Нет | Вязко-жидкая после 10 суток |
Комбинацию раствора перманганата калия и этанола в качестве отвердителя можно использовать для отверждения или коагуляции тампонажного компонента при реагировании с тампонажным компонентом и для снижения значения рН дисперсии тампонажного компонента. Пластичный твердый коагулят получали в результате добавления отвердителя к тампонажному компоненту приблизительно через 30 мин после смешивания.
Пример 2. Перманганат калия и спирт в качестве отвердителя при использовании 60% тампонажного состава на основе латекса.
Комбинацию перманганата калия и спирта использовали для коагуляции или отверждения 60% тампонажного компонента на основе латекса (продаваемого под фирменным наименованием ΝΟΗ2Ο). Скорость коагуляции изменяли использованием другого спирта, а не этанола, в сочетании с раствором перманганата. Например, было сделано предположение, что добавлением спирта с более чем одной гидроксильной группой (ОН) вместо этанола можно изменять время задержки коагуляции или повышать прочность тампонажного компонента после затвердевания. Чтобы проверить это, различные жидкие полиолы объединяли с раствором перманганата и затем добавляли к 60% тампонажному компоненту на основе латекса и перемешивали. Результаты этой проверки показаны в табл. 2. Наилучшая полная коагуляция в исследовавшихся пропорциях достигалась при использовании этиленгликоля в сочетании с раствором перманганата.
Таблица 2
Коагуляция 60% тампонажного компонента на основе латекса с раствором перманганата калия и различными спиртами
| 60%-ный тампонажный компонент | Компоненты отвердителя | Время после смешения до достижения твердой массы (минуты) | |
| Вес.% в смеси | Вес.% раствора КМпО4 | Вид спирта (2,0 вес.% смеси) | |
| 92,0 | 6,0 | Этанол | 30 (мягкая) |
| 92,0 | 6,0 | Полиэтиленгликоль | 60 (мягкая) |
| 92,0 | 6,0 | Этиленгликоль | 60 (пастообразная) |
| 92,0 | 6,0 | Поливинилацетат | 5 (мягкая) |
| 92,0 | 6,0 | 50%-ный этанол/этиленгликоль | 30 (мягкая); более твердая после 10 суток |
| 92,0 | 6,0 | 50%-ная смесь этанола/полиола | 5 (мягкая) |
Пример 3. Перманганат калия в качестве отвердителя при использовании 60% тампонажного ком- 12 032604 понента на основе латекса.
Раствор перманганата 40 г/л в качестве отвердителя в пропорции от 1 до 8 вес.% добавляли к 60% тампонажному компоненту на основе латекса (продаваемому под фирменным наименованием N0420) и в течение периода времени длительностью до 10 суток выполняли мониторинг хода затвердевания/коагуляции. Результаты, показанные в табл. 3, свидетельствуют о том, что от 4 до 8 вес.% раствора перманганата необходимо для образования пластичного твердого материала при смешивании с 60% тампонажным компонентом.
Таблица 3
Коагуляция 60% тампонажного компонента на основе латекса с раствором перманганата калия в качестве отвердителя
| 60%-ный тампонажный компонент | Отвердитель | Время после смешения до достижения твердой массы (минуты) | Описание 10 суток после смешения | |
| Масса (г) | Вес.% в смеси | Вес.% раствора КМпО4 | ||
| 24,75 | 99,0 | 1,0 | Нет данных | Слабовязкая жидкость |
| 24,50 | 98,0 | 2,0 | Нет данных | Вязкая жидкость |
| 24,00 | 96,0 | 4,0 | 2,0 | Пластичная твердая - паста |
| 23,00 | 92,0 | 8,0 | 2,0 | Пластичная твердая |
Окисление органических гидроксильных групп ионом КМп04 - перманганата катализировали в присутствии кислоты или основания. Дисперсию тампонажного компонента на основе латекса, использованную в этом примере, стабилизировали раствором аммиака, и поэтому концентрация гидроксида была важной для скорости окисления перманганатом. Для замедления скорости коагуляции небольшое количество кислоты можно добавлять в дисперсию тампонажного компонента, чтобы снижать количество свободного гидроксида. Это также можно использовать для регулирования или изменения задержки коагуляции или затвердевания смеси тампонажного компонента и отвердителя. Путем получения больших задержек затвердевания или коагуляции можно повышать способность герметизирующей композиции к проникновению в канал или поры материнской породы и затем затвердеванию в них.
Пример 4. Изменение отношения количества полиолового отвердителя к количеству тампонажного компонента и влияние изменения на время коагуляции/затвердевания.
Была сделана попытка исследовать влияние изменения отношения количества полиолового отвердителя к количеству тампонажного компонента на время затвердевания объединенной смеси тампонажный раствор/отвердитель. При этих исследованиях полиоловый отвердитель добавляли по каплям при перемешивании в некоторое количество тампонажного компонента (продаваемого под фирменным наименованием ΝΟΗ2Ο). В зависимости от количества добавляемого полиолового отвердителя для полного затвердевания тампонажного компонента требовалось от 7 до 48 ч. Выделение воды зависело от количества добавляемого отвердителя. При большем объеме добавляемого отвердителя выделялось большее количество воды. Результаты этих исследований при использовании различных отношений количества отвердителя к количеству тампонажного компонента показаны в табл. 4.
Таблица 4
Время затвердевания и свободная жидкость тампонажного компонента при изменении пропорции полиолового отвердителя
| Полиоловый отвердитель (%) | Масса тампонажного компонента (г) | Масса полиолового отвердителя | Время затвердевания | Свободная жидкость (мл) |
| 1 | 49,5 | 0,5 | >4 недель | - |
| 2 | 49 | 1,0 | >4 недель | - |
| 3 | 48,5 | 1,5 | 24-72 ч | 0 |
| 5 | 47,5 | 2,5 | 11-12ч | 4,7 |
| 8 | 46 | 4,0 | ~11 ч | 11,8 |
| 10 | 45 | 5,0 | ~5 ч | 12,5 |
| 14 | 43 | 7,0 | -2 ч | 10,5 |
Смешивание тампонажного компонента с переменными объемами (пропорциями) полиолового отвердителя приводило к спонтанному образованию небольшого количества мелких коагулятов или твердых частиц в смеси. На начальном этапе смешивания основная часть тампонажного раствора оставалась жидкостью.
Пример 5. Проникновение смеси тампонажного компонента и полиолового отвердителя в песок с зернами различных размеров.
Испытания на проникновение выполняли в трубах, каждую из которых заполняли песком особого вида с разными распределениями частиц по размерам. Тампонажный компонент (продаваемый под фир
- 13 032604 менным наименованием ΝΟΗ2Ο) смешивали с 4% полиолового отвердителя и вводили в трубы, содержавшие песок с зернами различных размеров. Объединенную смесь тампонажного раствора/отвердителя вводили в каждую из труб. Результаты испытаний на проникновение смеси тампонажного раствора/отвердителя, выполненных в небольших трубах, показаны в табл. 5.
Таблица 5
Испытания на проникновение тампонажного компонента с полиоловым отвердителем в небольших трубах
| Максимальный размер песка (мм) | Высота песка (см) | Высота без заполнения материалом (высота столба) (см) | Максимальная глубина проникновения (см) |
| <0,4 | 9,2 | 8,5 | 1,5 |
| 0,4-0,63 | 10,0 | 8,0 | 10 |
| 0,63-1,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 |
| 1,0-1,63 | 9,5 | 8,5 | 9,5 |
| Песок из Балтийского моря | 9,2 | 8,5 | 6,0 |
Видно, что только в очень мелкие частицы (<0,4 мм) песка и морской песок проникновение не было полным. Во всех других случаях поровое пространство между зернами песка заполнялось объединенной смесью тампонажного раствора/отвердителя и запечатывалось.
При использовании этого альтернативного варианта осуществления настоящего изобретения, например для предотвращения или ограничения притока воды в геологическую формацию, герметизирующую композицию, содержащую, по меньшей мере, тампонажный компонент и отвердитель, можно предварительно смешивать непосредственно перед тем, как возникает необходимость использования герметизирующей композиции. Поскольку время задержки затвердевания или коагуляции можно регулировать в пределах конкретного периода времени путем соответствующего изменения отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя, тампонажный компонент можно смешивать с отвердителем в надлежащем количестве перед транспортировкой на место, требующее обработки герметизирующей композицией. Время затвердевания можно надлежащим образом задерживать с учетом времени, необходимого для транспортировки на место обработки, с учетом времени, необходимого для введения герметизирующей композиции в канал или материнскую породу, и времени, необходимого для адекватного проникновения герметизирующей композиции в материнскую породу или канал.
После доставки смеси тампонажного компонента/отвердителя на место обработки можно вводить ее в материнскую породу или канал подходящим способом, таким как нагнетание или закачивание в предварительно пробуренные отверстия, по существу, так, как описано выше. При управлении задержкой затвердевания герметизирующей композиции путем изменения отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя во время смешивания обеспечивается достаточное проникновение вводимой герметизирующей композиции в материнскую породу или канал для ограничения при необходимости притока жидкости.
Как должно быть понятно специалистам в соответствующей области техники, модификации и варианты полагаются находящимися в объеме этого изобретения.
Claims (30)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ герметизации каналов материнской породы для ограничения или уменьшения проницаемости материнской породы для ограничения или уменьшения притока жидкости или газа в канал в материнской породе, включающий этапы, на которых измеряют один или более параметров, характерных для обрабатываемого места, относящихся к указанной материнской породе, причем указанные один или более параметров включают гидравлические параметры, представляющие собой один или несколько следующих параметров: скорость потока, проницаемость материнской породы, значения Люжона или гидравлическую проводимость;выбирают один или более компонентов многокомпонентной герметизирующей композиции с учетом указанных измеренных параметров, характерных для обрабатываемого места, для задержки коагулирования или отверждения многокомпонентной герметизирующей композиции в течение заданного периода времени, причем один или более из компонентов многокомпонентной герметизирующей композиции выбирают из группы, состоящей из компонента тампонажного раствора на основе латекса и компонента тампонажного раствора на основе полимера; отвердитель тампонажного компонента выбирают из одного или более агентов, способных коагулировать или отверждаться при взаимодействии с тампонажным раствором; дополнительную добавку выбирают из группы, содержащей ингибиторы коагуляции или отверждения, активаторы коагуляции, вещества, уменьшающие потребность в воде, и разжижители;вводят указанные выбранные компоненты указанной герметизирующей композиции в указанный канал, где она затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения, и при этом время затвердевания или коагуляции изменяют или регулируют посредством выбора указанных компонентов и в ответ на па- 14 032604 раметры, характерные для обрабатываемого места, присущие материнской породе, следующим образом: если кажущееся значение Люжона не снижается с течением времени, то время отверждения или коагуляции композиции снижают, а если кажущееся значение Люжона снижается с течением времени, то композицию вводят в канал без изменения времени затвердевания или коагуляции.
- 2. Способ по п.1, в котором измеренные параметры включают в себя измерение одной или более характеристик жидкости, присутствующей в канале.
- 3. Способ по п.2, в котором характеристики жидкости выбирают из одного или более из группы, состоящей из значения рН, температуры, содержания минеральных веществ и содержания соли.
- 4. Способ по любому одному из пп.1-3, в котором герметизирующую композицию вводят в канал на первичном этапе нагнетания и последующем вторичном этапе нагнетания.
- 5. Способ по п.4, в котором на первичном этапе нагнетания вводят герметизирующую композицию в канал с потоком жидкости или газа в канале.
- 6. Способ по п.4 или 5, в котором на вторичном этапе нагнетания вводят герметизирующую композицию в канал против потока жидкости или газа.
- 7. Способ по любому одному из пп.1-6, в котором компоненты герметизирующей композиции вводят в канал и они реагируют друг с другом на месте в канале.
- 8. Способ по п.7, в котором компоненты герметизирующей композиции вводят в канал через отдельные отверстия для нагнетания.
- 9. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором герметизирующая композиция включает в себя латексный компонент и по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбираемую с учетом указанных измеренных параметров.
- 10. Способ по п.9, в котором латексный компонент получают из источника натурального латекса.
- 11. Способ по п.10, в котором по меньшей мере одну дополнительную добавку выбирают с учетом измеренных изменений натурального латекса, при этом указанные измеренные изменения вызываются, по меньшей мере частично, сезонными изменениями.
- 12. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором компоненты герметизирующей композиции закачивают в канал.
- 13. Способ по п.12, в котором давление закачивания изменяют в ответ на изменения измеренных параметров, относящихся к указанной материнской породе.
- 14. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором герметизирующую композицию вводят в подземную формацию до проходки.
- 15. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором часть тампонажного компонента смешивают с частью отвердителя тампонажного раствора, при этом отношение количества тампонажного компонента к количеству отвердителя выбирают с учетом упомянутых одного или более измеренных параметров, характерных для обрабатываемого места, относящихся к указанной материнской породе, для задержки коагулирования или отверждения многокомпонентной герметизирующей композиции в течение заданного периода времени, причем смесь тампонажного компонента и отвердителя вводят в указанный канал, где она затвердевает или коагулирует с образованием уплотнения, при этом скорость отверждения или затвердевания указанного тампонажного компонента в указанном канале регулируют или изменяют путем изменения соотношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя с учетом упомянутых одного или более измеренных параметров, характерных для обрабатываемого места.
- 16. Способ по п.15, в котором за начальной задержкой коагуляции или затвердевания следует относительно быстрая коагуляция или затвердевание герметизирующей композиции на месте в материнской породе или обрабатываемом канале.
- 17. Способ по любому одному из пп.15, 16, в котором время, затрачиваемое на затвердевание или коагуляцию герметизирующей композиции, отсрочивают путем изменения отношения количества тампонажного компонента к количеству отвердителя.
- 18. Способ по любому одному из пп.15-17, в котором тампонажный компонент основан на латексе.
- 19. Способ по любому одному из пп.15-17, в котором тампонажный компонент основан на полимере.
- 20. Способ по любому одному из пп.15-19, в котором отвердитель выбирают из агентов, которые способны снижать значение рН.
- 21. Способ по п.20, в котором значение рН снижают путем образования кислоты с помощью реакции на месте объединенной смеси тампонажного компонента и отвердителя.
- 22. Способ по п.21, в котором значение рН снижают путем окисления спирта до карбоновой кислоты в водной латексной дисперсии.
- 23. Способ по любому одному из пп.18-21, в котором отвердитель представляет собой окисляющий агент.
- 24. Способ по п.23, в котором окисляющий агент выбирают из одного или более из перманганата и триоксида хрома.- 15 032604
- 25. Способ по любому одному из пп.15-21, в котором отвердитель представляет собой полиол.
- 26. Способ по п.25, в котором полиол является мономерным полиолом.
- 27. Способ по п.25 или 26, в котором полиол является одним или более из этиленгликоля или глицерина.
- 28. Способ по п.25, в котором полиол является полимерным полиолом.
- 29. Способ по п.28, в котором полимерный полиол является полиэтиленгликолем.
- 30. Способ по любому одному из пп.15-25, в котором отвердитель представляет собой сложный эфир жирной кислоты полиола.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| AU2012902131A AU2012902131A0 (en) | 2012-05-23 | Method of limiting liquid inflow | |
| PCT/AU2013/000541 WO2013173876A1 (en) | 2012-05-23 | 2013-05-23 | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201492193A1 EA201492193A1 (ru) | 2015-04-30 |
| EA032604B1 true EA032604B1 (ru) | 2019-06-28 |
Family
ID=49622941
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201492193A EA032604B1 (ru) | 2012-05-23 | 2013-05-23 | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа |
| EA201990503A EA036706B1 (ru) | 2012-05-23 | 2013-05-23 | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201990503A EA036706B1 (ru) | 2012-05-23 | 2013-05-23 | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10227746B2 (ru) |
| EP (1) | EP2877637A4 (ru) |
| JP (1) | JP6216370B2 (ru) |
| KR (1) | KR102092891B1 (ru) |
| AU (1) | AU2013266018B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014029293B1 (ru) |
| EA (2) | EA032604B1 (ru) |
| HK (1) | HK1211065A1 (ru) |
| MY (1) | MY172978A (ru) |
| SG (1) | SG11201405303TA (ru) |
| WO (1) | WO2013173876A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201500474B (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013173876A1 (en) | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
| CN107100218A (zh) * | 2017-05-22 | 2017-08-29 | 中城建设有限责任公司 | 一种用于岩石地基断裂带跨盖处理施工方法 |
| CA3005556A1 (en) * | 2017-05-24 | 2018-11-24 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and/or gas inflow |
| EP3762473A4 (en) * | 2018-03-05 | 2021-10-13 | Relborgn Pty Ltd and Triomviri Pty Ltd | PROCEDURE AND COMPOSITION FOR LIMITING THE PERMEABILITY OF A MATRIX FOR LIMITING THE FLOW OF LIQUID AND GAS |
| US20210246070A1 (en) * | 2018-05-02 | 2021-08-12 | Relborgn Pty Ltd | Method, apparatus and composition for sealing of surfaces |
| CN109441441B (zh) * | 2018-11-15 | 2022-02-22 | 华北科技学院 | 一种承压动水作用下煤层底板多角度倾斜钻孔注浆工艺模拟试验装置及方法 |
| CN109722231A (zh) * | 2018-12-19 | 2019-05-07 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 低压漏失油井冲砂泡沫液及其制备方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6419017B1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-07-16 | Bj Services Company | Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation |
| US20060163257A1 (en) * | 2005-01-26 | 2006-07-27 | Allen Golbert | Trash receptacle with attached bag roll and dispenser |
| US20060219405A1 (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US20090137431A1 (en) * | 2004-12-08 | 2009-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| WO2009146493A1 (en) * | 2008-06-03 | 2009-12-10 | Relborgn Pty Ltd; And Triomviri Pty Ltd Trading As The Grobler Partnership | Method and composition for sealing passages |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3730271A (en) | 1971-11-19 | 1973-05-01 | Phillips Petroleum Co | Method of selectively plugging a formation with a polymeric elastomer latex-brine mixture |
| JPS5856000B2 (ja) * | 1975-12-01 | 1983-12-13 | キヨウカドエンジニヤリング カブシキガイシヤ | ナンジヤクジバンノ アンテイカホウ |
| JPS608271B2 (ja) * | 1975-12-31 | 1985-03-01 | 強化土エンジニアリング株式会社 | 中性グラウトを用いた地盤固結法 |
| ZA835532B (en) * | 1982-08-05 | 1984-09-26 | Cl Ind Inc | Curable epoxy resin compositions and use in preparing formed,shaped,filled bodies |
| JPS63304086A (ja) * | 1987-01-30 | 1988-12-12 | Nisshin Kogyo Kk | 遮水用常温凝固性組成物 |
| JP2948881B2 (ja) * | 1990-07-26 | 1999-09-13 | 大阪瓦斯株式会社 | 注入装置 |
| US5145012A (en) * | 1990-12-21 | 1992-09-08 | Union Oil Company Of California | Method for selectively reducing subterranean water permeability |
| JP2591540B2 (ja) * | 1991-03-11 | 1997-03-19 | 第一工業製薬株式会社 | トンネル掘削用の安定化用注入薬液組成物およびそれを用いた安定強化止水工法 |
| JP3226126B2 (ja) * | 1993-03-22 | 2001-11-05 | 電気化学工業株式会社 | ２液型発泡ポリウレタンフォーム組成物 |
| JPH10140552A (ja) * | 1996-11-13 | 1998-05-26 | Yuichiro Takahashi | 軟弱地盤における掘削又は切土地盤の安定化工法 |
| JP3506306B2 (ja) * | 1997-01-30 | 2004-03-15 | 東海ゴム工業株式会社 | 地山安定化方法及びその方法に使用する装置 |
| JP3497697B2 (ja) * | 1997-05-06 | 2004-02-16 | 三菱レイヨン株式会社 | 珪酸塩系土質安定用薬液およびそれを用いた地盤安定化工法 |
| JP3741520B2 (ja) * | 1997-06-05 | 2006-02-01 | 三井化学株式会社 | 有機高分子グラウト剤とそれを用いた地盤改良方法、下水道管の地下水止水方法、有害物質封止方法 |
| BR9904294B1 (pt) * | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
| US6697738B2 (en) | 2002-02-22 | 2004-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for selection of cementing composition |
| JP2004041924A (ja) * | 2002-07-11 | 2004-02-12 | Hitachi Plant Kensetsu Service Kk | 汚染土壌改良方法および装置 |
| JP2004075754A (ja) * | 2002-08-13 | 2004-03-11 | Nippon Polyurethane Ind Co Ltd | 岩盤、地盤、人工構造物等の安定強化用注入薬液組成物及びそれを用いたその安定強化止水工法 |
| US6801814B1 (en) * | 2002-11-02 | 2004-10-05 | Gannett Fleming, Inc. | Apparatus and method for computerized data collection, monitoring, analysis, and control of grouting operations |
| JP4439233B2 (ja) * | 2002-11-11 | 2010-03-24 | 株式会社日本触媒 | 液相反応用触媒 |
| JP2005016127A (ja) * | 2003-06-25 | 2005-01-20 | Shimizu Corp | 地盤への注入液の注入方法 |
| US7343974B2 (en) * | 2004-06-03 | 2008-03-18 | Shell Oil Company | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations |
| FR2874617B1 (fr) * | 2004-08-25 | 2006-10-27 | Inst Francais Du Petrole | Methode de traitement de formations ou de cavites souterraines par des microgels |
| US8703659B2 (en) * | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| JP2006327946A (ja) * | 2005-05-23 | 2006-12-07 | Hamamatsu Kagaku Gijutsu Kenkyu Shinkokai | 有機化合物の酸化方法 |
| JP2007025964A (ja) | 2005-07-14 | 2007-02-01 | Mitsubishi Electric Corp | データ所在管理サーバ及びデータ所在管理プログラム |
| DE102005051589A1 (de) * | 2005-10-27 | 2007-05-03 | Wacker Polymer Systems Gmbh & Co. Kg | Fettsäureanhydride enthaltende Dispersionspulver |
| GB0601961D0 (en) * | 2006-01-31 | 2006-03-15 | Bp Exploration Operating | Method |
| JP2008150774A (ja) * | 2006-12-14 | 2008-07-03 | Dream Dome Lab:Kk | 高・低濃度２ステップグラウト工法 |
| US7997342B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
| JP2008240424A (ja) * | 2007-03-28 | 2008-10-09 | Matsumura Sekiyu Kk | 止水液注入具および止水液注入装置 |
| JP5182922B2 (ja) * | 2008-01-23 | 2013-04-17 | 鹿島建設株式会社 | 高水圧下の止水グラウト工法及びシステム |
| US8224631B2 (en) * | 2008-08-18 | 2012-07-17 | Fci Holdings Delaware, Inc. | Stress, geologic, and support analysis methodology for underground openings |
| JP2010140552A (ja) | 2008-12-11 | 2010-06-24 | Funai Electric Co Ltd | 光ピックアップ装置 |
| JP5267111B2 (ja) | 2008-12-24 | 2013-08-21 | 日産自動車株式会社 | クラッチ故障診断装置 |
| JP5284810B2 (ja) | 2009-01-29 | 2013-09-11 | シロキ工業株式会社 | ドアチェック装置 |
| JP2011256534A (ja) * | 2010-06-07 | 2011-12-22 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 貯水池の止水工法 |
| JP4955123B2 (ja) * | 2011-11-28 | 2012-06-20 | 強化土株式会社 | 地盤注入材および地盤注入工法 |
| WO2013173876A1 (en) | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
-
2013
- 2013-05-23 WO PCT/AU2013/000541 patent/WO2013173876A1/en active Application Filing
- 2013-05-23 BR BR112014029293-0A patent/BR112014029293B1/pt active IP Right Grant
- 2013-05-23 EA EA201492193A patent/EA032604B1/ru unknown
- 2013-05-23 AU AU2013266018A patent/AU2013266018B2/en active Active
- 2013-05-23 JP JP2015512971A patent/JP6216370B2/ja active Active
- 2013-05-23 US US14/403,363 patent/US10227746B2/en active Active
- 2013-05-23 EA EA201990503A patent/EA036706B1/ru unknown
- 2013-05-23 EP EP13794619.0A patent/EP2877637A4/en active Pending
- 2013-05-23 SG SG11201405303TA patent/SG11201405303TA/en unknown
- 2013-05-23 MY MYPI2015000180A patent/MY172978A/en unknown
- 2013-05-23 KR KR1020147029045A patent/KR102092891B1/ko active IP Right Grant
-
2015
- 2015-01-22 ZA ZA2015/00474A patent/ZA201500474B/en unknown
- 2015-12-01 HK HK15111809.1A patent/HK1211065A1/xx unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6419017B1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-07-16 | Bj Services Company | Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation |
| US20090137431A1 (en) * | 2004-12-08 | 2009-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| US20060163257A1 (en) * | 2005-01-26 | 2006-07-27 | Allen Golbert | Trash receptacle with attached bag roll and dispenser |
| US20060219405A1 (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| WO2009146493A1 (en) * | 2008-06-03 | 2009-12-10 | Relborgn Pty Ltd; And Triomviri Pty Ltd Trading As The Grobler Partnership | Method and composition for sealing passages |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| AJALLOEIAN R., et al., Evaluation of hydrojacking and hydrofracturing behavior in Aghajari formation (Gotvand dam site foundation), Iran, Journal of Geology and Mining Research, 2011, Vol. 3, No. 3, pages 46-53 Abstract, Section: Lugeon test in Aghajari formation and Section: Hydro jacking * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY172978A (en) | 2019-12-16 |
| KR102092891B1 (ko) | 2020-03-25 |
| US20150167269A1 (en) | 2015-06-18 |
| WO2013173876A1 (en) | 2013-11-28 |
| KR20150035506A (ko) | 2015-04-06 |
| JP2015525314A (ja) | 2015-09-03 |
| AU2013266018A1 (en) | 2014-09-25 |
| EP2877637A1 (en) | 2015-06-03 |
| EA201492193A1 (ru) | 2015-04-30 |
| JP6216370B2 (ja) | 2017-10-18 |
| US10227746B2 (en) | 2019-03-12 |
| HK1211065A1 (en) | 2016-05-13 |
| EA036706B1 (ru) | 2020-12-10 |
| EP2877637A4 (en) | 2016-04-27 |
| SG11201405303TA (en) | 2014-09-26 |
| BR112014029293B1 (pt) | 2021-11-30 |
| EA201990503A1 (ru) | 2019-10-31 |
| ZA201500474B (en) | 2016-10-26 |
| BR112014029293A2 (pt) | 2017-06-27 |
| AU2013266018B2 (en) | 2015-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA032604B1 (ru) | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа | |
| US20020057948A1 (en) | Multi grouting system | |
| US20030104949A1 (en) | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using | |
| US9546313B2 (en) | Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow | |
| CA3033413C (en) | Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow | |
| AU2018273830B2 (en) | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and/or gas inflow | |
| CN1380470A (zh) | 防渗墙施工防塌堵漏新工艺 | |
| US9551126B1 (en) | Methods of inhibiting subterranean groundwater flow through an opening in frozen soil | |
| AU2017100604A4 (en) | Method of limiting or reducing permeability of a matrix to liquid or gas flow | |
| US20210043335A1 (en) | Method and composition for limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow | |
| US2191652A (en) | Method of sealing earth formations | |
| Guyer et al. | An Introduction to Soil Grouting | |
| Daw et al. | Grouting for ground water control in underground mining | |
| Garshol et al. | Grouting techniques for deep subsea sewage tunnels in Hong Kong | |
| CN109135700A (zh) | 乳液悬浮聚合物选择性堵水剂及其制备方法 | |
| Gnaedinger | Soil Stabilization by Injection Techniques | |
| Ginther et al. | Foundation preparation and seepage barrier installation at the Wyaralong dam construction project | |
| CN118003466A (zh) | 水泥基复合注浆材料及其制取方法和注浆施工方法 | |
| EA042511B1 (ru) | Способ и композиция для ограничения проницаемости матрицы для ограничения притока жидкости и газа | |
| Miluski et al. | Compaction grouting in Karst Terrain (A Test Program) | |
| Williams et al. | Grouting to great depths |