Патенты автора Мусабиров Мунавир Хадеевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии вглубь пласта, замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта содержит, мас. %: растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35; эмульгатор Эксимол 3–5; 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы. Технический результат - повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду, в качестве эмульгатора содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %: эмульгатор ИТПС-013Г 8-10, минерализованная вода 90-92. 2 табл..

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - повышение растворяющей способности и степени стабилизации не только карбонатной матрицы коллектора и диспергирования полимер-глинистой фильтрационной корки, но также растворяющей способности и диспергирования терригенных (песчано-глинизированных) низкопроницаемых коллекторов, универсальность состава. Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту 8-10; уксусную кислоту 8-10; муравьиную кислоту 8-10; комплексон - оксиэтилендифосфоновую кислоту 5-7; изопропиловый спирт 4-6; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1-2; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %: трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойствами состава, полное предотвращение выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков в процессе обработки составом, ингибирование процесса образования эмульсий, полный вынос продуктов реакций из пласта в процессе освоения с одновременным снижением экономических затрат. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта по первому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; поверхноство-активное вещество ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по второму варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; лигносульфонаты технические жидкие 18-28; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по третьему варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по четвертому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-8; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. 4 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов. Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94; комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7; ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2. 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники. Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора включает в себя одновременную закачку кислотного и газогенерирующего составов по двум отделенным друг от друга каналам с последующей их продавкой в пласт. В качестве газогенерирующего состава используют водный раствор мочевина с нитритом натрия, содержащий, мас.%: мочевину 28,4-38,4; нитрит натрия 18,2-27,6;вода остальное. В качестве кислотного состава - водный раствор неорганической кислоты с добавками. При этом в кислотном составе в качестве неорганической кислоты применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации, а в качестве добавок - 2-алкилимидазолин в концентрации 5-15 мас.% и фосфористую кислоту в концентрации 0,5-2,5 мас.%. Объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Составы продавливают жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме полости закачиваемых каналов плюс 3-5 м3 с последующим закрытием скважины на 4-12 часов для реагирования кислотного состава. 3 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта. По способу осуществляют спуск на обрабатываемый интервал скважины компоновки оборудования на трубах с пакерными и клапанными устройствами и струйным насосом. Изолируют обрабатываемый интервал скважины. Осуществляют волновую обработку призабойной зоны пласта фильтрационными волнами давления путем создания многоцикловой репрессии и депрессии на пласт регулируемой амплитуды и периода. Закачивают в пласт химреагенты, предназначенные для обработки призабойной зоны пласта, путем закачки расчетного объема в трубы, доводки его до забоя скважины и продавки в пласт технологической жидкостью. Ожидание реагирования химреагентов. Откачивают продукты реакции из пласта путем создания депрессии и вызова притока из пласта. Осуществляют контроль и регистрацию приемистости, притока и давления в процессе обработки с определением фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. Волновую обработку осуществляют созданием в призабойной зоне пласта волн давления одновременно и как минимум в трех частотных диапазонах. В субинфранизкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны первого порядка периодом от 1 до 2 час. В инфранизкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны второго порядка периодом от 0,01 до 0,1 час. В низкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны третьего порядка периодом от 0,0001 до 0,001 час. Волны первого и второго порядка образуют путем создания многоцикловой репрессии и депрессии на пласт в обрабатываемом интервале ствола скважины с ограничением давления не более допустимого для цементного кольца и обсадной колонны. Волны третьего и далее порядков образуют путем обеспечения импульсной формы давления при создании многоцикловой депрессии и репрессии с крутизной фронтов не менее 0,1 МПа/с. Закачку в пласт химреагентов и откачку продуктов реакции производят при соответствующих полупериодах волн первого порядка. Обработку волнами второго и последующих порядков осуществляют, как минимум, в процессе технологического ожидания реагирования химреагентов после закачки химреагентов в пласт. Для создания депрессии и репрессии на пласт используют циркуляционный клапан многоциклового действия со струйным насосом вставного типа с подачей рабочего давления в колонну труб. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины включает спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава. При этом закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения: где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3; Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3; a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; ρк - плотность кислотного состава, кг/м3; ρп - плотность породы, кг/м3. Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку в трещину пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант. Концентрацию проппанта в жидкости разрыва постепенно увеличивают от 200 до 1000 кг/м3. По окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по математической формуле с учетом объема закачиваемого реагента, мощности пласта, вскрытого перфорацией, пористости пласта и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, а также учитывают приемистость пласта, подлежащего ГРП. После чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ГРП за счет исключения выноса проппанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины, повысить качество крепления призабойной зоны пласта, а также повысить проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в призабойной зоне пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%. В способе поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающем спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования. Выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы. В первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%. Во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%. Затем спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними. Затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. После обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину. Производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества. При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. 1 пр.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка. Закачивают в НКТ приготовленную на дневной поверхности двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость, вторую порцию структурообразователя. При этом до спуска колонны НКТ выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость. В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя. Готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Далее закачивают вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Устанавливают в НКТ разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство. Создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве. Затем колонну НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования. После чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в скважину технологической колонны труб. Последовательно закачивают по колонне труб два компонента водоизолирующего состава, разделенные пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству. После чего их совместно закачивают в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам. При этом технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством. Причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·MПa). При этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны. 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, масс.%: растворитель - реагент ИТПС-010К 13,0-27,7, эмульгатор - реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0, соляную кислоту остальное. Кислотная эмульсия дополнительно может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 28 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка многоцелевого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, ограничения образования и диспергирования отложений смолянистых осадков при контакте кислотного состава с нефтью, а также обладающего низким межфазным натяжением на границе кислотный состав/нефть и совместимостью с пластовой водой и нефтью. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, масс.%: соляную кислоту 24,9-90,0, реагент ИТПС-806 А 5,0-7,5, воду остальное. Состав может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами. Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами включает закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. При открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб. Полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет использования высоковязкой нефти для создания водоизоляционного экрана и его закрепления. 3 табл., 1 пр.

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства. Сущность изобретения: способ включает изоляцию пласта пакером, закачку в призабойную зону пласта химреагентов, ожидание реакции, барообработку пласта в процессе ожидания реакции в импульсном режиме путем создания циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости, откачку продуктов реакции после реагирования и освоение скважины. Согласно изобретению в процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии. Нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин. При снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с. Причем амплитуды импульсов давления не превышают допустимое давление на пласт. Длительность импульса репрессии, при отсутствии приемистости, ограничивают до достижения предельно допустимого давления, а при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне. Длительность импульса депрессии при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, а при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов путем проектирования и реализации закачки в них обрабатывающих химических реагентов с одновременным определением параметров загрязненной зоны продуктивного пласта

 


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