Патенты автора Сергеев Виталий Вячеславович (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям перераспределения фильтрационных потоков в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает закачку в призабойную зону пласта блокирующего агента, в качестве которого используют эмульсионную систему с наночастицами двуокиси кремния, содержащую, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 0.25-1.0, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве эмульгатора используют композицию, содержащую, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую, % об.: двуокись кремния - 30-32 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное. Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности эксплуатации скважин, расширение применимости состава в нефтегазоносных пластах, упрощение реализации способа в условиях нефтегазодобывающего промысла, снижение вредного воздействия на окружающую среду. 5 ил.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является снижение обводненности продукции скважины, снижение вредного воздействия на окружающую среду за счет обратимости блокирующего эффекта экранирующей пачки, упрощение реализации способа за счет одностадийности технологии, возможность регулирования реологических параметров экранирующей пачки, снижение трудозатрат и повышение технологической эффективности эксплуатации газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин. Сущность изобретения заключается в том, что производят закачку в призабойную зону пласта экранирующей пачки, в качестве которой используют эмульсионно-суспензионную систему с коллоидными наночастицами двуокиси кремния, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0-1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное. 5 ил., 21 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. На первом и втором этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, кислотной композицией приведенных составов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов приведенных составов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3, при этом предварительно определяют проницаемость горных пород призабойной зоны пласта, и в зависимости от ее значения – более или менее 1300 Д – применяют указанную высокостабильную эмульсионно-суспензионную систему с различным соотношением компонентов и с различными тампонирующими частицами. 11 ил., 17 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти. В способе селективной обработки призабойной зоны пласта - ПЗП осуществляют три и более этапов обработки ПЗП с расчетной периодичностью реализации этапов, реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины, на первом и втором этапах обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой - ВСЭС, кислотной композицией – КК и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и плотностью раствора 1030-1350 кг/м3, на третьем и последующих этапах - обрабатывают последовательно ВСЭС, композицией поверхностно-активных веществ - ПАВ и спиртов и указанным выше водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, где ВСЭС содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти 10-20, эмульгатор 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм 0.25-1 или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, при обработке ПЗП с пластовой температурой менее 90°С используют эмульгатор, содержащий (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда 43-45, окись амина 0.7-1, дизельное топливо - остальное, а ПЗП с пластовой температурой более 90°С используют эмульгатор, содержащий (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда 43-45, окись амина 0.7-1, известь или бентонит 2-5, дизельное топливо - остальное, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля 67-68.8, воду - остальное, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния 30-31 в изопропаноле 67-68.5 и метиловом спирте – остальное или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, КП для карбонатных пород ПЗП содержит (% об.): 30%-ную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту 3.5, диэтиленгликоль 8-9, гидрофобизатор на основе амидов 1.5-2, ингибитор коррозии 1.5-2, техническую воду - остальное, КП для терригенных пород ПЗП содержит (% об.): 30%-ную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту 3-4, уксусную кислоту 3.3-3.5, диэтиленгликоль 8-9, гидрофобизатор на основе амидов 1.5-2, ингибитор коррозии 1.8-2, техническую воду - остальное, композиция ПАВ и спиртов содержит (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля 40-41, алкилиминодипропионаты натрия 2.5-3, полигликоли 15-16, метанол - остальное. 13 ил., 13 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластового флюида при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности к ликвидации перетоков в проявляющих пластах. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую 5-20 мас.% дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти, 2-3 мас.% эмульгатора, 0,5-1 мас.% коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм, 3-5 мас.% сухой аморфной двуокиси кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм, 10-15 мас.% микрочастиц ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия – остальное. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или аномально высоким пластовым давлением, а также упрощение способа. 4 з.п. ф-лы, 6 пр., 4 ил.
Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин // 2670308
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве (бурении) нефтяных и газовых скважин. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по ликвидации поглощений бурового раствора в высокопроницаемых пластах или пластах с аномально-низким пластовым давлением, упрощение приготовления блокирующего состава в промысловых условиях, возможность регулирования реологических параметров составов как в поверхностных условиях, так и при их движении в колонне бурильных труб. 6 з.п. ф-лы, 7 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений. В способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве кислотного состава для карбонатных пластов используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве кислотного состава для терригенных пластов используют глинокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. По другому варианту в способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 8 ил., 8 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Технический результат изобретения - повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м3/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости. В качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. В качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества. Второй вариант выполнения применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут и аналогичен первому, при этом в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта. Способ согласно первому варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут и включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния, тампонирующие частицы - гидрофильные наночастицы двуокиси кремния, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния состоит из двуокиси кремния, монометилового эфира пропиленгликоля и воды. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. Способ согласно второму варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут, в данном случае в качестве тампонирующих частиц используют гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН // 2659046
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости. В качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (об.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может содержать, об.%: аморфный диоксид кремния - 30-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2 об.%. В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (об.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта. 11 пр., 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление. Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах включает стадии: солянокислотную обработку кислотной композицией объемом 0,5-1 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ объемом 2-3 м3/м; глинокислотную обработку глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5-0,8 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м; обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м3/м и глинокислотной композицией на основе соляной и плавиковой кислот объемом 0,5 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м3/м. В качестве кислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 50-63; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве глинокислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 48-60; плавиковая кислота 1-4; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода – остальное. В качестве водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, содержащий, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 32-40; монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5-67,5; воду – остальное. В качестве водного раствора ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, содержащий, мас.%: диэтиленгликоль 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 0,5-2; техническую воду – остальное. В качестве углеводородного растворителя используют растворитель на основе толуольной фракции прямогонного бензина или на основе концентрата ароматических углеводородов С10. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА // 2631460
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом. Способ обработки призабойной зоны пласта - ПЗП, характеризующийся тем, что ПЗП обрабатывают последовательно эмульсионным раствором - ЭР, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий (мас.%): коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59.5 и воду – остальное, - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности указанных горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава (мас.%): указанная углеводородная фаза 40-45, указанный эмульгатор 3-5, указанный коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия – остальное. 13 пр., 7 ил.
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА // 2583104
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Технический результат - получение дополнительной добычи нефти и повышение эффективности работы скважин за счет снижения доли воды в добываемой жидкости, доотмыва пленочной нефти и вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов призабойной зоны пласта (ПЗП). Способ обработки ПЗП включает последовательную обработку ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), оторочкой нефти и кислотной композицией. ИЭР содержит, об.%: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; техническую воду остальное. Кислотная композиция содержит, об.%: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное. ИЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП. Кислотная композиция обеспечивает доотмыв нефти, увеличение диаметра поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.
