Патенты автора Бакиров Данияр Лябипович (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.

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.

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.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс. %: - портландцемент – 100, указанная адгезионная добавка - 1,0-2,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,01-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,05-0,15 сверх 100, трибутилфосфат - 0,05-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,36-0,38. Технический результат - повышение ударостойкости и адгезионных свойств цементного камня. 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущие двух видов, легковесный наполнитель, пенетрирующую добавку, замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000 и воду. В качестве вяжущих компонентов состав содержит портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», в качестве легкого наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, а в качестве пенетрирующей добавки - добавка «Пенетрон Адмикс» при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент ПЦТ I-G - 56,0, MIKRODUR R-U - 30,0, HGS4000 - 14,0, Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100%, CR-221 - 0,3 сверх 100%, CFL-160 - 0,2 сверх 100%, D-air 5000 - 0,05 сверх 100%, вода - 70,0 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции затрубного пространства хвостовиков, боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов, повышение адгезионных и прочностных свойств цементного камня. 3 табл.
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 бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл. .

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода». Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе содержит талловое масло, модифицирующую добавку и растворитель, причем в качестве модифицирующей добавки используют смесь формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8, в качестве растворителя - смесь полигликоля, флотореагент-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: талловое масло 35-40; модифицирующая добавка 20-25; растворитель 35-45. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.

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.
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способу цементирования нефтяных, газовых и водяных скважин
Изобретение относится к составу комплексного реагента и предназначено для приготовления тампонажных растворов
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании обсадных колонн

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх