Патенты автора Фаттахов Марсель Масалимович (RU)
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологическим жидкостям на водной основе, применяемым для укрепления интервалов скважин, представленных неустойчивыми отложениями. Предлагаемая технологическая жидкость предназначена для закачивания в интервал неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений скважины и позволяет предотвращать осыпи и обвалы стенок скважины. В состав предлагаемой технологической жидкости входят: силикат натрия или калия для заполнения и скрепления пор и трещин стенок скважины, хлорид калия и полиэтиленгликоль для ингибирования процесса гидратации глин, карбоксиметилцеллюлоза для создания «сшитой» структуры закачиваемой жидкости, сульфированный асфальт и окисленный битум для гидрофобизации поверхности стенок скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: силикат натрия или калия - 4,5-7,0; карбоксиметилцеллюлоза - 1,5-3,5; хлорид калия - 9,0-15,0; полиэтиленгликоль - 0,1-0,4; сульфированный асфальт и окисленный битум (Ингидол ГГЛ) - 1,0-3,0; вода – остальное. Предлагаемая технологическая жидкость обеспечивает ингибирование процесса гидратации глинистой составляющей неустойчивых отложений, гидрофобизирует поверхность стенок скважин, скрепляет нестабильные породы за счет силикатизации - образования кремниевого геля. 4 табл.
ВЫСОКОИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР // 2777003
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях неустойчивых глинистых отложений. Технический результат - высокая ингибирующая способность по отношению к процессу гидратации глин, минимальное воздействие на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, оптимальные структурно-реологические и фрикционные свойства. Буровой раствор обладает плотностью 1,08-1,16 г/см3 с возможностью утяжеления до 1,30 г/см3 и термостабилен до 110°С. Буровой раствор содержит, мас.%: для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора - ксантановый биополимер 0,2-0,3 и лигносульфонат 0,8-1,0; для ингибирования процесса гидратации глин - хлорид калия 5,5-17,2; создания непроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины и достижения требуемой плотности раствора - молотый мрамор 4,3-21,6; для ингибирования процесса гидратации глин, гидрофобизации стенок скважины и улучшения триботехнических свойств - омыленное калиевое талловое масло 0,8-17,7; техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, остальное. 1 ил., 4 табл., 1 пр.
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН // 2757383
Заявлен способ заканчивания скважин. Техническим результатом является сокращение сроков бурения и начала освоения. Способ включает вскрытие целевого пласта и бурение в нем ствола скважины, спуск обсадной колонны, имеющей в своем составе устройства для вторичного вскрытия пласта, состоящие из корпуса с радиальными отверстиями максимальной конструктивно допустимой площадью, заглушек из разлагаемого или растворимого в жидкой среде материала, установленных в корпусе посредством резьбового соединения, либо запрессовки, имеющей в своем составе устройство для манжетного цементирования. Устройство состоит из муфты активации, расположенной в нижней части устройства, состоящее из заколонного пакера, активируемого гидравлическим способом, муфты цементировочной, включающее, при необходимости, закачку в зону расположения устройств для вторичного вскрытия раствора щелочи или кислоты, сброс шара, активацию заколонного пакера, открытие окон в муфте цементировочной, цементирование заколонного пространства до необходимой высоты с продавливанием тампонажного раствора и закрытием цементировочных окон продавочной пробкой. Внутри продавочной пробки установлена заглушка из разлагаемого или растворимого в минерализованной среде материала. Включает ожидание разложения или растворения заглушек в устройствах для вторичного вскрытия и в продавочной пробке, образование гидродинамической связи устья с целевым пластом, получение притока пластового флюида, либо закачку рабочих агентов в пласт. 5 ил.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, преимущественно горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - повышение ингибирующих и снижение диспергирующих свойств бурового раствора, обеспечение низких показателей фильтрации и стабильности параметров в забойных условиях, снижение коэффициента трения. Ингибирующий буровой раствор на водной основе, используемый, преимущественно, для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений, включает, мас.%: реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, содержащий в своем составе высокомодульные силикаты натрия и калия, высокомолекулярный полимер акрилового ряда и модифицированный битум, 1,0-2,0; комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов карболигносульфонат пековый КЛСП, содержащий в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу, 1,0-4,0; ксантановый биополимер 0,1-0,2; калий хлористый 3,0-8,0; микрокальцит 5,0-10,0; воду - остальное. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокая седиментационная стабильность при повышенных температурах и возможность утяжеления бурового раствора до плотности 2,30 г/см3, термостабильность до 150°С, высокая ингибирующая способность процесса гидратации глин, устойчивость к биодеструкции, хорошие смазочные свойства. Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур включает, мас.%: ксантановый биополимер 0,08-0,22; крахмальный реагент 0,28-0,76; лигносульфонат 0,30-0,82; хлорид калия 2,38-6,56; формиат калия 8,06-22,18; молотый мрамор 1,98-5,46; баритовый утяжелитель до 63,70; воду 23,22-63,92. 1 ил., 4 табл.
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ // 2650161
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Способ строительства многоствольной скважины, характеризующийся тем, что бурят основной ствол скважины от поверхности земли до пласта, забуривают боковой ствол из ранее пробуренного основного ствола, по завершении его бурения спускают в боковой ствол обсадную колонну, оборудованную в верхней части узлом для формирования многоствольного «стыка» не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML. Забуривание бокового ствола ведут из ранее обсаженного эксплуатационной колонной и зацементированного основного ствола скважины, вскрывая боковым стволом интервалы неустойчивых отложений, склонных к обсыпанию и обвалам, и нижележащей зоны с неосыпающимися породами со вскрытием продуктивного пласта и последующим проведением комплекса геофизических исследований. Осуществляют спуск в боковой ствол обсадную колонну, выполняемую из нижней секции и по меньшей мере одной верхней секции, и спускают посекционно, при этом нижняя секция оборудована приемным переходником-разъединителем для соединения с последующей секцией, а верхняя секция имеет длину, определяемую исходя из фактической глубины спуска предыдущей секции и фактического интервала отфрезерованного в колонне «окна», выполнена такого же или большего диаметра и включает по меньшей мере одну обсадную трубу, оборудованную в нижней части узлом для соединения с предыдущей секцией, находящейся в скважине, а верхняя оборудована в верхней части либо приемным переходником-разъединителем для соединения с последующей секцией, либо узлом для формирования многоствольного стыка не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML. Обеспечивается повышение качества строительства многоствольных скважин, минимизация рисков получения брака при строительстве многоствольных скважин, обусловленных недоспуском хвостовика. 4 ил.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами. После промывки ствола проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии, для чего после начала круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной промывочной жидкости. На всех режимах замеряют величины давлений, фиксируют время и устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья. По полученным данным строят график, по которому устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента. Режим поддержания забойного давления и заданной величины депрессии подбирают таким образом, чтобы обеспечить постоянную величину депрессии при вскрытии пласта по всей толщине регулированием забойного давления путем дросселирования циркуляции на выкидной линии, величину которого рассчитывают для всех видов буровых работ с учетом стадии разработки залежи. Для условий только разбуриваемых залежей колебания давления компенсируют дросселированием выкидной линии, величину которого для каждого вида буровых работ определяют расчетным путем. Для условий длительно эксплуатируемых залежей величину давления дросселирования определяют в оперативном порядке путем прямых замеров забойного и пластового давлений в режиме реального времени. Повышается качество вскрытия продуктивных пластов, сокращается время вскрытия, исключаются аварийные ситуации при проходке. 1 ил.
