Патенты автора ГРЕБНЕВА Фаина Николаевна (RU)
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.
