Патенты автора Захаренков Александр Валерьевич (RU)
Предложенное изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способу цементирования обсадной колонны, а именно кондуктора, технической колонны в стволе скважины. Изобретение применительно к сложным горно-геологическим условиям, где геологический разрез под кондуктор, техническую колонну представлен трещиноватыми и кавернозными породами, характеризующимися интенсивными или полными поглощениями промывочной жидкости, с частичной циркуляцией или полным ее отсутствием при проводке ствола скважины. Способ цементирования обсадной колонны, а именно кондуктора, технической колонны, в сложных горно-геологических условиях включает прямую и обратную закачки тампонажного раствора. Перед закачкой обратным способом осуществляют определение наличия приемистости пространства между обсадной колонной и стенкой скважины через устройство встречного цементирования. При прямом способе закачки последовательно закачивают буферную жидкость и тампонажный раствор нормальной плотности, а при обратном способе последовательно закачивают тампонирующую систему с мгновенной фильтрацией и тампонажный раствор нормальной плотности. Тампонажный раствор при обратной закачке закачивают до заполнения затрубного пространства до устья скважины, выполняя все этапы в рамках одной технологической операции без ожидания затвердевания после прямой закачки. Технический результат - повышение качества цементирования в сложных горно-геологических условиях, которое определяется по показателю качества контакта цементного камня с обсадной колонной на основе интерпретации акустической цементометрии. 2 пр.
Изобретение относится к области бурения скважин. Технический результат - повышение продуктивности и качества строительства скважин в сложных горно-геологических условиях за счет комплексного эффекта от состава бурового раствора и соответствующей технологии применения. Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях включает приготовление бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м3: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 100,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 80,0-100,0; крахмальный реагент 8,0-10,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 1,0-3,0; смазочную добавку 0,5-2,0; бурение из-под кондуктора с использованием указанного бурового раствора, замена части указанного бурового раствора за 10-30 м до кровли продуктивного пласта на порцию в объеме 60-80 м3 второго приготовленного бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м3: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 220,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 100,0-120,0; крахмальный реагент 12,0-14,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 2,0-4,0; кольматант карбонат кальция 30,0-65,0; смазочную добавку 3,0-6,0, вскрытие продуктивного пласта с использованием второго бурового раствора. 6 табл., 1 пр.
Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа. Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин содержит, мас.%: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное. 2 табл.
