Патенты автора Жиркеев Александр Сергеевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных и добывающих скважинах, и может быть использовано для изоляции промытых зон и ликвидации заколонных перетоков. Для осуществления способа ремонтно-изоляционных работ в скважине предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи - композиции синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, пластификатора - композиции карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3. Готовят тампонажный раствор путем одновременного добавления в жидкость затворения минеральной добавки с портландцементом и их перемешивания в течение 20-30 минут. В качестве минеральной добавки используют «Кальматрон-Д», или «Акватрон-12», или «ПенетронАдмикс». Осуществляют закачку полученного тампонажного раствора в скважину. Достигается технический результат – повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет улучшения прочности камня, снижения проницаемости с течением времени при одновременном снижении трудоёмкости. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину. Для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора - композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния при определенном соотношении компонентов. Также описан вариант способа. Предлагаемый способ ремонтно-изоляционных работ в скважине позволяет восстановить целостность цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров как в пластовой воде, так и в углеводородной жидкости, повышает эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважине, а получаемый тампонажный камень обладает высокой прочностью. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас.% силиката натрия и 85-92 мас.% пресной воды. Дополнительно состав содержит 1,0-1,7 мас.% ацетата хрома сверх 100% и 0,2-1,0 мас.% натрия хлористого сверх 100%. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания простого в приготовлении, однородного с низкой токсичностью безопасного состава при сохранении его технологических показателей с широким диапазоном времени гелеобразования и улучшения прочности образующегося геля. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды. При этом состав дополнительно содержит 0,5-2,0 мас. % ацетата хрома сверх 100 % и 0,1-5,0 мас. % древесной муки сверх 100 %. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет расширения интервала времени гелеобразования состава, повышения прочности геля при одновременном расширении технологических возможностей использования состава в условиях карбонатных коллекторов, упрощении приготовления состава. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 45-55 мас.% 15-25%-ного водного раствора полиалюминия хлорида и 45-55 мас.% суспензии гипсового ангидрита, при водо-твердом соотношении 0,9. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет получения однородной, плотной тампонирующей массы, образующейся при смешении компонентов состава и набирающей максимальную прочность с течением времени, а также расширение технологических возможностей использования состава. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду. При этом производят последовательную закачку гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой. При этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с высокой молекулярной массой содержит 0,3-0,5 мас.ч. ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м., 0,15-0,20 мас.ч. ацетата хрома, 100 мас.ч. воды. При этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с низкой молекулярной массой содержит 1,7-4 мас.ч. ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м., 0,15-0,6 мас.ч. ацетата хрома и 100 мас.ч. воды. Причем объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет использования однородной гомогенной гелеобразующей композиции с хорошими фильтрационными свойствами и образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока, а также увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах. Гелеобразующий состав содержит 1,1-4 мас.ч. полиакриламида, 0,13-0,65 мас.ч. ацетата хрома, 0,3-3,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. При этом полиакриламид имеет молекулярную массу 1-2,5 млн а.е.м. и анионность 3-10%. При этом в качестве воды используют пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширение технологических возможностей состава за счет применения в низкотемпературных скважинах. 1 табл.

Изобретение относится к способу восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей реализации способа, а также повышении эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и повышении долговечности работы колонны НКТ после реализации способа. Для восстановления герметичности колонны НКТ останавливают добывающую скважину. Приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м. Закачивают рабочую жидкость - техническую минерализованную воду - в колонну НКТ до появления циркуляции из затрубного пространства. В колонну НКТ закачивают порцию клеевой композиции в объеме 1,0 м3, плотность технической минерализованной воды выше плотности клеевой композиции. Выполняют циклы продавки клеевой композиции по колонне НКТ закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ. Сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и продавливают клеевую композицию по колонне НКТ закачкой в колонну НКТ порции технической минерализованной воды в объеме 0,25 м3. В процессе продавки по манометру насосного агрегата контролируют давление в колонне НКТ, не допуская подъема давления выше максимально допустимого, при достижении максимально допустимого значения давления продавки давление в колонне НКТ стравливают до нуля, приподнимают плунжер насоса, закачивают в колонну НКТ порцию технической минерализованной воды объемом 0,5 м3 для перемещения порции клеевой композиции в нижележащий интервал колонны НКТ. Циклы продавки клеевой композиции технической минерализованной водой повторяют до полной обработки колонны НКТ до вставного штангового насоса, объем закачиваемой технической минерализованной воды увеличивают с каждым циклом на 0,1 м3. Приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м и закачкой технической воды в затрубное пространство вымывают остатки клеевой композиции из колонны НКТ на поверхность. Оставляют скважину на время упрочнения клеевой композиции, сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и запускают добывающую скважину в работу. В качестве клеевой композиции используют суспензию закупоривающего материала в загущенной жидкости, а в качестве загущенной жидкости - водонаполненные гели на основе полимеров, или ПАВ, или неорганических солей, или минеральных загустителей, или углеводородных эмульсий, в качестве закупоривающего материала применяют разноразмерный эластичный пеноматериал с открытой пористостью на основе уретанов, или резины, или полимеров, при этом перед размещением в загущенной жидкости закупоривающий пеноматериал пропитывают составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. По первому варианту водоизолирующий состав содержит соль алюминия, инициатор гелеобразования, добавку и воду. В качестве соли алюминия используют 8-10 мас.% полиалюминия хлорида, в качестве инициатора гелеобразования - 1,6-2 мас.% кремнефтористого натрия, в качестве добавки - 0,6-2 мас.% уксуснокислого натрия, в качестве воды - воду пресную остальное. По второму варианту используют 8-10 мас.% полиалюминия хлорида, 1,8-2 мас.% кремнефтористого натрия, 0,2-1,2 мас.% уксуснокислого натрия, в качестве воды - воду плотностью 1180 кг/м3 остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности водоизолирующего состава за счет гелеобразования при низкой пластовой температуре и всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нарушения или ниже. При этом перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой. После спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава. После чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны. Закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками. После вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава. Перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава. При этом в качестве герметизирующего состава используют 83,5-91,0 мас.% эпоксидно-диановой смолы, 9,0-16,5 мас.% отвердителя, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 13-19,5 мас.% силиката натрия, 1,6-2,2 мас.% сульфата аммония, 0,2-1,8 мас.% метилсиликоната натрия и вода – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет увеличения его прочности и длительности времени гелеобразования при низкой пластовой температуре. 1 пр., 1 табл.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 2,8-13,5 мас. % силиката натрия, 0,3-1,8 мас. % ацетата хрома, 0,3-0,7 мас. % кремнефтористого натрия в качестве регулятора гелеобразования и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости. 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением. По первому варианту состав содержит 13,2-19,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 2,7-3,4, 1,6-2,0 мас. % соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. По второму варианту состав содержит 14,9-17,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6, 0,9-1,1 мас.% соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. Техническим результатом является повышение прочности гелеобразующего состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину по первому варианту включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из 25 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 25-250 насыщенного кремнефтористого натрия. По второму варианту водоизоляционную композицию готовят на 25 об. ч. 0,3-0,5%-ного раствора кремнефтористого натрия и дополнительно вводят 1-5 об. ч. этилацетата и 0,1 об. ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38%. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет расширения диапазона времени гелеобразования водоизоляционной композиции и повышения устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия. При этом изоляционная композиция дополнительно содержит 25,0-50,0 мас.% омыленной древесной смолы. При этом сначала перемешивают ацетоноформальдегидную и омыленную древесную смолы, затем добавляют 10%-ный раствор гидроксида натрия и повторно перемешивают. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ, расширение технологических возможностей его применения за счет увеличения времени структурирования изоляционной композиции, ее высокой фильтруемости и сохранения проницаемости по нефти. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности. По способу осуществляют закачивание изоляционной композиции без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб. Для закачивания изоляционной композиции отсоединяют сальниковый шток от головки балансира. Гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб. Закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода. Соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Проводят закачивание изоляционной композиции в изолируемый пласт через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Изоляционную композицию готовят на основе одного или нескольких следующих реагентов - гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений, полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, гидролизованного полиакрилонитрила, унифлока, жидкого стекла, кремнезоля, полиалюминия хлорида, алюмохлорида, ацетата хрома, хромкалиевых квасцов, бихромата натрия, этилацетата, кислоты соляной ингибированной, водного раствора хлористого кальция. Изоляционная композиция содержит мелкодисперсные наполнители, такие как водонабухающие полимеры, резиновую крошку, глинопорошок, синтетическое или минеральное фиброволокно, древесную муку. Затем осуществляют продавливание изоляционной композиции в изолируемый интервал, технологическую выдержку для структурирования изоляционной композиции и ввод скважины в эксплуатацию. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области испытаний материалов, в частности к устройствам и способам определения адгезии цементного камня к металлу. Сущность: осуществляют фиксацию вертикальной направляющей, установку коаксиально формы, заполнение зазора между ними цементным раствором, отверждение цементного раствора в водной среде при заданной температуре, проведение испытания с выдавливанием направляющей прессом из отвержденного цементного раствора. Направляющую изготавливают в виде конуса, а внутреннюю поверхность формы - в виде конуса, параллельного конусу направляющей, для получения по всей высоте формы одинакового кольцевого зазора между ними, заполняемого цементным раствором, причем при отверждении цементного раствора форму сверху закрывают крышкой для исключения взаимодействия раствора с водной средой и нарушения водоцементного соотношения раствора, причем водную среду подбирают исходя из скважинных условий, в которых предполагается использование цементного раствора. Устройство содержит зафиксированную вертикально на основании направляющую с установленной коаксиально формой, пространство между направляющей и формой заполнено отвержденным цементным раствором, причем направляющая выполнена с возможностью взаимодействия с прессом для выдавливания из отвердевшего цементного раствора. Направляющая выполнена в виде конуса, а внутренняя поверхность формы - в виде конуса, параллельного конусу направляющей, для получения по всей высоте формы одинакового кольцевого зазора между ними, заполняемого цементным раствором. Технический результат: снижение материальных затрат и повышение точности исследований. 2 н.п. ф-лы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %: ацетоноформальдегидную смолу – 20,0-40,0, щелочной сток производства капролактама – 45,0-60,0 и 10%-ный раствор гидроксида натрия – 15,0-20,0. Для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу. Полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч. Техническим результатом является повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области испытаний материалов, в частности к устройствам для фиксации образца к испытательной машине для разрыва образца, в том числе определения адгезии и прочности на разрыв образцов отвердевших минеральных или полимерных тампонажных растворов. Устройство содержит взаимодействующие с нагружателем пассивные и активные корпуса с полыми тягами с установленными в них узлами крепления образцов. Образец изготовлен в виде фигуры вращения с цилиндрическими выступами на концах. Корпуса изготовлены одинаковой конструкции в виде стакана с открытыми с одной стороны окнами длиной, превышающей длину образца, образующими тяги, равномерно размещенные по периметру корпуса. Тяги одного корпуса вставлены в окна другого корпуса с возможностью продольного перемещения, при этом тяги на концах снабжены внутренней, кольцевой радиальной относительно оси корпуса проточкой под упоры, перемещаемые внутрь полыми толкателями с наружной резьбой, которые вставлены в соответствующие радиальные резьбовые отверстия тяг. Внутри толкателей установлены подвижные шпильки, соединенные с упорами, которые выполнены с возможностью взаимодействия с соответствующими внутренними торцами выступа образца. Нагружатель выполнен в виде пресса, взаимодействующего с соответствующими торцами корпусов. Технический результат: позволяет исключить осевой перекос и пластический пережим благодаря ровному и отцентрированному захвату образца при разрыве, упростить конструкцию за счет отсутствия захватов со специальной разрывной машиной и использовать пресс для разрыва образцов. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в условно вертикальных скважинах с обсаженным стволом. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижении вязкости водоизолирующего реагента, а также упрощении изоляционных работ за счет их проведения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с гибкой трубой. Способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах включает приготовление, закачку и продавку в зону изоляции водных растворов полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию. Спускают гибкую трубу - ГТ и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации. Определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа). Закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента. Способ включает приготовление и циклическое закачивание структурообразующего реагента и жидкого стекла в интервал нарушения. В качестве структурообразующего реагента используют суспензию молотого ангидрита. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала и готовят суспензию ангидрита молотого в пресной воде при водо-твердом отношении 0,8-1. В зависимости от приемистости изолируемого интервала закачивают в скважину от 1 до 15 циклов суспензии ангидрита молотого и жидкого стекла в соотношении объемов 1:1. Каждый цикл включает в себя 1-5 м3 суспензии ангидрита молотого с добавлением синтетического или базальтового волокна в количестве 1-6 кг на 1 м3 суспензии ангидрита, 0,5-1 м3 буфера из пресной воды, 1-5 м3 жидкого стекла. Далее закачивают цементный раствор, затворенный из 2-5 т портландцемента тампонажного. Оставляют скважину на реагирование в течение 24 ч. Диаметр синтетического или базальтового волокна составляет 10-35 мкм, а длина его - 3-18 мм. Добавляют волокно в процессе приготовления или закачивания суспензии ангидрита молотого. 1 табл.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ограничения водопритока в скважине и увеличении продолжительности эффекта от его применения. Способ включает приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3. Указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспезии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м3. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью. Способ ремонтно-изоляционных работ - РИР в скважине включает приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно. В качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного, либо жидкое стекло или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс. В качестве инициатора структурообразования используют пресную воду или соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды), в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава. Закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в пласт первой порции гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0 , натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12 , вода с рН=3,4-5,6 100, раствор гипохлорита натрия 6-20. После чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0,натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12, вода с рН=3,4-5,6 100, составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч. 1 табл.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня. Способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих включает определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок. При удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала. Далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки. При удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг 100, вода 100-120, композиция на основе натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0, композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5, композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава. Состав для изоляции водопритока в скважине, включающий силикат натрия, метилсиликонат натрия и гелеобразователь, содержит в качестве силиката натрия водный раствор силиката натрия с M=2,7-3,4 плотностью 1360-1450 кг/м3, в качестве гелеобразователя - 10-20%-ный водный раствор кальция хлористого технического, или полиалюминия хлорида, или минерализованную воду плотностью 1150-1200 кг/м3 и дополнительно - сополимер акриламида с акрилатом натрия и древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водный раствор силиката натрия 100, метилсиликонат натрия 10-50, гелеобразователь 10-50, сополимер акриламида с акрилатом натрия 0,05-0,5, древесная мука 1-5. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь. Устанавливают пакер выше пласта. Осуществляют закачку первого компонента по заливочным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт. Предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа). Втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи. После чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт. Затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, задавливая скважинную жидкость в пласт. После этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры. Причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта; повышение качества смешивания двух компонентов изолирующего состава, повышение точности дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Способ ограничения водопритока в скважине включает закачку в пласт водорастворимого полимера и солей. Предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в 100 мас.ч. пресной воды с температурой 18-25°C в следующем порядке: 0,01-2,0 мас.ч. калия хлористого, 0,1-0,6 мас.ч. натрия тиосульфата, 0,4-0,6 мас.ч. водорастворимого полимера акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9, 0,1-0,12 мас.ч. натрия бихромата. Закачивают гелеобразующий состав в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м3 каждый и с расходом 100-200 л/мин. Причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной. Далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла. Техническими результатом является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ. 3 пр., 1 табл. .

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока. Определяют удельную приемистость зоны водопритока на двух режимах работы насосного агрегата. При удельной приемистости более 2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, водоизоляционную композицию до достижения удельной приемистости 0,5-2 м3/(ч·МПа). Затем в зависимости от удельной приемистости зоны водопритока определяют общий объем цементной суспензии. Одновременно готовят цементную суспензию, состоящую из суспензии портландцемента тампонажного в количестве 35% от общего объема цементной суспензии и суспензии из микроцмента в количестве 65% от общего объема цементной суспензии. При удельной приемистости зоны водопритока 0,5-2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, цементную суспензию из микроцемента, цементную суспензию из портландцемента тампонажного. Затем увеличивают расход и давление закачки до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и при таком расходе, не снижая давления, производят продавку буферной жидкости и всего объема цементной суспензии из микроцемента. Затем уменьшают расход и давление закачки до минимально возможного, при котором скважина продолжает принимать, и продавливают цементную суспензию из портландцемента тампонажного в зону водопритока до получения нулевой приемистости. Продавку останавливают и производят технологическую выдержку, далее осуществляют промывку остатков цементной суспензии из портландцемента тампонажного с противодавлением, равным конечному давлению продавки цементной суспензии из портландцемента тампонажного в зону водопритока. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования зон водопритока в скважинах, увеличение охвата цементированием зон водопритока. 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза. Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включает спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов. До начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида. Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб. Проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта. Далее в интервал вырезанного участка спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе. Проводят анализ керна и по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. После чего производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта. Затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост. После чего производят установку второго цементного моста от верхнего конца глиняного моста до устья скважины. Установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Колонну труб малого диаметра заполняют незамерзающей жидкостью и спускают оптоволоконный кабель до забоя. Периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность процесса ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Обеспечивает повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спуско-подъемных операций при осуществлении гидравлического разрыва пласта с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга. Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины включает формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом. Гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью спуском колонны труб. В качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце. Посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины, формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом. Для закрепления проппанта в прискважинной зоне, по окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонку труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м3 закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб, после чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором, затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен гидравлический разрыв пласта, после чего колонну труб извлекают из скважины, аналогичным образом производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины. По окончании гидравлического разрыва пласта колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем гидромониторной насадкой, спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою. Далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку. 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

 


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