Патенты автора Минченко Юлия Сергеевна (RU)
Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений // 2788935
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных скважин с временным блокированием продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и сверх АНПД. Технический результат заключается в повышении эффективности временного блокирования продуктивного пласта, в образовании в призабойной зоне пласта экрана повышенной прочности и возможности его полной деструкции, а также возможности управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта, с предотвращением разрушения пласта-коллектора и обеспечением сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Способ включает последовательное закачивание в скважину, оборудованную колонной НКТ, жидкости глушения, блокирующей жидкости и продавочной жидкости. В колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, определяемым расчетным путем. При этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,2-0,5; сульфонол 0,5-1,2; горчичный порошок 0,1-0,5; вода остальное; а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,30-0,60; ЛСТП 0,45-0,90; ФХЛС-М 0,15-0,30; хром азотнокислый 9-водный 0,50-1,30; аммоний азотнокислый 0,5-10,0; вода остальное, при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС, равном 1:1,5:0,5. Жидкость блокирования может дополнительно содержать органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы последней. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления расширяющегося тампонажного раствора, используемого при цементировании скважин. Технический результат - повышение качества цементирования обсадных колонн за счет увеличения прочности сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой, что предотвращает негерметичность колонн и межпластовые перетоки во время эксплуатации, получение не слеживающейся, не комкующейся, обладающей высокой стабильностью сухой смеси и расширяющегося тампонажного раствора из указанной сухой смеси с улучшенными структурно-реологическими показателями, высокими газоблокируюшими свойствами, обеспечивающего формирование цементного камня с повышенными показателями прочности и получением плотного контакта цемента с породой и обсадной колонной за счет увеличения интенсивности действия расширяющейся добавки, расширение ассортимента реагентов, сокращение времени и упрощение технологии приготовления расширяющегося тампонажного раствора; экономия транспортных расходов. Сухая смесь для приготовления расширяющегося тампонажного раствора содержит портландцемент, ультрацемент, натрия боргидрид технический, сульфацелл, добавку для бетонов и строительных растворов полифункционального действия «ПФМ-НЛК», Полицем Дефом, добавку для снижения водо-газопроницаемости цементного камня Полицем Газблок и полипропиленовое волокно с длиной волокон 6-8 мм, диаметром 18 мкм при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: портландцемент 78,40-81,85, Ультрацемент 9,09-19,77, натрия боргидрид технический 1-7, Сульфацелл 0,3-0,5, добавка «ПФМ-НЛК» 0,3-0,5, Полицем Дефом 0,1-0,5, Полицем Газблок 0,1-0,5, полипропиленовое волокно с длиной волокон 6-8 мм, диаметром 18 мкм 0,03-0,06. 2 табл.
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ // 2580565
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта. Разделяют ствол скважины минимум на три интервала и определяют среднее значение температуры в каждом интервале. При полученных средних значениях температуры определяют статическое напряжение сдвига тампонажного раствора. Рассчитывают величину снижения забойного давления, обусловленную зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины по аналитическому выражению. Перед спуском эксплуатационной колонны заполняют ствол скважины в интервале продуктивного пласта жидкостью нижнего гидрозатвора, в качестве которой используют заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Перед заданным составом и после него закачивают разделительную жидкость на основе ксантанового биополимера. Спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта. В качестве промывочной жидкости используют буровой раствор, который закачивают в турбулентном режиме. В качестве жидкости верхнего гидрозатвора используют другой заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Помещают его над тампонажным раствором до устья скважины. Продавку тампонажного раствора осуществляют в турбулентном режиме до достижения максимально допустимого давления на продуктивный пласт, затем - в субламинарном режиме. Противодавление в период ожидания затвердевания цемента создают с момента равенства забойного давления пластовому до момента начала схватывания тампонажного раствора на забое скважины, повышая устьевое давление в соответствии с аналитическим выражением. Затем противодавление удерживают до конца ожидания затвердевания цемента. Забойное давление определяют как разницу между статическим давлением столба жидкостей, находящихся в кольцевом пространстве на момент окончания продавки, и величиной снижения забойного давления, обусловленной зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин. Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ сжатых газов и жидких углеводородов предусматривает последовательное закачивание в обсаженные технологические скважины отдельных порций различающихся по плотности и компонентному составу цементных растворов. При этом предварительно перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны на участке в непроницаемой кровле породы механическим или гидравлическим методами производится расширение участка необсаженного ствола скважины с формированием вдоль ее вертикальной оси вспомогательной камеры, обсадную колонну труб оборудуют специальным устройством с кольцевыми каналами, располагаемым в объеме созданной вспомогательной камеры, в качестве тампонажного раствора закачки первой порции используют облегченный цементный раствор плотностью 1400-1650 кг/м3, которым заполняют межколонное пространство промежуточной и эксплуатационной обсадных колонн от башмака промежуточной колонны до устья скважины, в качестве тампонажного раствора закачки второй порции используют цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, которым заполняют необсаженный ствол скважины до башмака промежуточной обсадной колонны. Технический результат - повышение качества крепления за счёт повышения герметичности заколонного пространства скважины. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли
