Патенты автора Сипина Наталья Алексеевна (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта. После этого спускают и устанавливают до кровли обводнившегося пласта компоновку НКТ с «пером» и пакером. Затем проводят гидроиспытание НКТ с пакером, определяют приемистость обводненного пласта. Под давлением в заданный интервал закачивают водоизоляционную композицию на основе этилсиликат (ЭТС) + гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ) + глинопорошок, следом для докрепления закачивают состав на основе микродура с модификатором и пластификатором. После этого устанавливают микроцементный стакан до кровли обводнившегося пласта и оставляют скважину на ОЗЦ. Затем разбуривают микроцементный стакан и пакер-пробку, спускают компоновку с перфоратором и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Предлагаемый способ позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана, а также увеличить период безводной эксплуатации скважины. 3 ил.
СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ // 2655490
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Способ отсечения конуса подошвенной воды в нефтяных скважинах включает остановку скважину, извлечение внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны основного ствола, установку пакер-пробки на 1 м ниже нижних перфорационных отверстий. После этого спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и закачивают изоляционный состав селективного действия, далее тампонажный состав на микроцементной основе и последним тампонажный состав на цементной основе. Затем устанавливают цементный стакан до кровли продуктивного пласта, поднимают колонну НКТ с пакером и ожидают затвердевания цемента. Разбуривают цементный стакан с пакер-пробкой, спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта и производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. Предлагаемый способ позволяет увеличить радиус, толщину и площадь водоизоляционного состава, а также продлить безводный период эксплуатации скважины. 4 ил., 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах. Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах включает остановку скважины, в которой уровень водонефтяного контакта перекрыл нижние отверстия интервала перфорации. Извлекают внутрискважинное оборудование из эксплуатационной колонны основного ствола. Устанавливают пакер-пробку на 1 м ниже водонефтяного контакта. Закачивают тампонажный состав, к примеру, на основе тампонажного портландцемента - ПЦТ-100 в нижний интервал перфорационных отверстий с последующим образованием водоизоляционного экрана. Спускают компоновку с фрезой в скважину. Разбуривают пакер-пробку. Поднимают компоновку с фрезой из скважины и спускают на колонне бурильных труб направляющую компоновку со сквозным каналом и выходным отверстием в комплекте с якорно-пакерующим устройством. Извлекают колонну бурильных труб с оставлением в эксплуатационной колонне направляющей компоновки. В направляющую компоновку спускают на гибкой трубе (ГТ) гидромониторную насадку до выходного отверстия сквозного отверстия направляющей компоновки. Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие. После прорезания в стенке эксплуатационной колонны отверстия ПЖС заменяют на раствор на углеводородной основе (РУО). Струями РУО под высоким давлением размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и последующим перемещением гидромониторной насадки в радиальном направлении размывают водоизоляционный экран и горную породу продуктивного пласта с образованием удлиненного радиального ответвления. После образования первого радиального ответвления из скважины извлекают ГТ с рукавом высокого давления и гидромониторной насадкой. Проводят поворот направляющей компоновки в той же плоскости на 45 градусов и проводят аналогичные операции по проводке следующего радиального ответвления. Далее аналогичные операции по проводке последующих радиальных ответвлений проводят после поворота направляющей компоновки на следующие 45 градусов. После проведения операции по бурению радиальных каналов в одной плоскости продуктивного пласта проводят бурение радиальных каналов ниже этой плоскости, но в толщине имеющегося водоизоляционного экрана. После проводки всех запланированных радиальных ответвлений через них осуществляют закачивание водоизоляционной композиции (ВИК) с созданием водоизоляционного экрана по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения ВНК, и оставлением цементного стакана в полости скважины не выше водоизоляционного экрана. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах, образование протяженного и мощного по толщине водоизоляционного экрана. 7 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий закачивание в скважину водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана, отличающийся тем, что в случае подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних отверстий интервала перфорации производится глушение скважины, установка цементного моста с перекрытием интервала перфорации на 5 м от кровли продуктивного пласта, разбуривание моста, осуществление перфорации 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК, установление первого водоизолирующего экрана из композиции на основе микродура, перфорация 1-2 м пласта в плоскости ВНК и закачивание, для установки экрана в плоскости ВНК, селективной композиции с диатомитом и ее докрепление в радиусе 1-2 м композицией на основе микродура, осуществление повторной перфорации продуктивного пласта, вызов притока, освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию. 4 табл.
