Патенты автора Некрасова Ирина Леонидовна (RU)
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение стабильности реологических и фильтрационных параметров буровых растворов на водной основе за счет увеличения микробиологической устойчивости с одновременным повышением их ингибирующих свойств. Способ обработки бурового раствора для повышения его микробиологической устойчивости включает ввод бактерицидной добавки, в качестве которой используют окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты. Указанный биоцид вводят в дисперсионную среду бурового раствора - воду, выдерживают на время обеззараживания не менее чем на 2 часа. Далее добавляют компоненты, предусмотренные рецептурой обрабатываемого бурового раствора. После этого в раствор дополнительно вводят поглотитель сероводорода, добавляют регулятор концентрации ионов водорода - гидроокись натрия и/или калия до достижения значения величины рН раствора не менее 9,5. Затем обрабатывают буровой раствор биостатом на основе изотиазолинонов. Реагенты обработки берут в следующем соотношении, % к массе бурового раствора: указанный биоцид 0,03-0,06; поглотитель сероводорода 0,03-0,05; гидроокись натрия и/или калия 0,03-0,1; биостат на основе изотиазолинонов 0,1-0,3. В качестве поглотителя сероводорода используют оксид цинка или оксид или карбонат железа. 1 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.
Инвертно-эмульсионный буровой раствор // 2783123
Изобретение относится к инвертно-эмульсионным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Инвертно-эмульсионный буровой раствор включает углеводородную жидкость, эмульгатор-стабилизатор, минерализованную водную фазу и твёрдофазную добавку. При этом в качестве эмульгатора-стабилизатора раствор содержит смесь амфифильного маслорастворимого акрилового сополимера с модифицированными сложными эфирами жирных карбоновых кислот С16-С18, растворёнными в многоатомном спирте, в качестве твёрдофазной добавки содержит сульфированный битум. Компоненты включены в раствор в следующем соотношении, мас.%: углеводородная жидкость – 33-60; указанный эмульгатор-стабилизатор – 1,8-4,0; сульфированный битум – 0,2-1,0; минерализованная водная фаза – остальное, при этом массовое соотношение указанного акрилового сополимера с указанными эфирами жирных карбоновых кислот, растворёнными в многоатомном спирте, составляет 1:(3-8) соответственно. Изобретение обеспечивает повышение стабильности параметров бурового раствора при воздействии повышенных температур с одновременным увеличением его выносной, ингибирующей и кольматирующей способностей. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Биополимерный буровой раствор // 2772412
Изобретение относится к биополимерным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Технический результат - повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия. Биополимерный буровой раствор содержит ксантановый биополимер, модифицированный крахмал, щелочную добавку - оксид магния, кремнийсодержащий реагент - смесь гамма-аминопропилтриэтоксилана и калийного жидкого стекла в массовом соотношении 1:(0,7÷10) соответственно, поверхностно-активный реагент - смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в массовом соотношении 1:1, воду и дополнительно - сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантановый биополимер 0,2-0,4; модифицированный крахмал 0,5-3; оксид магния 0,5-1; указанный кремнийсодержащий реагент 0,55-2,0; указанный поверхностно-активный реагент 0,3-0,7; сульфированный битум 0,5-2; вода остальное. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать утяжелитель. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать, по крайней мере, один компонент из группы, включающей силикат натрия 0,05-0,7 мас.%, гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,3 мас.%, глинопорошок марки ППБ 2-4 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.
БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ // 2753340
Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для бурения оценочных, поисковых и разведочных скважин с отбором керна, с сохранением его естественной флюидонасыщенности. Технический результат - снижение влияния бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород при сохранении стабильности бурового раствора при высокой плотности до 1,83 г/см3, поддержание оптимальных фильтрационных параметров бурового раствора в условиях повышенной температуры и давления, повышение уровня безопасности при приготовлении и применении раствора. Буровой раствор на углеводородной основе включает, мас.%: литиевые соли нафтеновых кислот 3,7-14,0; кальциевые соли нафтеновых кислот 0,8-3,0; синтетический акриловый сополимер 0,7-1,2; поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами 0,1-1; органофильный бентонит 0,45-1,80; мелкодисперсный мрамор 0,1-11; барит 0,1-60; минеральное масло остальное. 2 табл.
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к безотходной технологии бурения скважин. Технический результат - возможность выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов за счет исключения необходимости применения специального оборудования - центрифуги, снижение энергетических затрат. Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включает введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 ч, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы. В качестве добавок используют техническую воду и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена. В качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об.% в органическом растворителе. При этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор. После вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов. Указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.: техническая вода 5-10; указанный раствор неионогенного ПАВ в органическом растворителе 1,0-3,0; указанный деэмульгатор 0,5-1,5. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - обеспечение универсальности ингибитора за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов включает, об. %: эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы 2,3-3,3; углеводородная фаза 62,9-78,1; битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, 7,8-12,6; насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) 11,7-21,2, причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : (5-10) соответственно. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.
Изобретение относится к бурению. Технический результат - получение облегченного раствора с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья, а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, снижение гидравлической нагрузки на пласты с аномально низким пластовым давлением АНПД и уменьшение потерь бурового раствора при проведении технологических операций. Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением включает: смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, добавление в этот эмульсионной состав афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, диспергирование полученной смеси, введение облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %: указанный гелирующий агент 1-10; афронобразующий ПАВ 2-10; облегчающая добавка 0,1-15; углеводородная жидкость 65,0-96,9. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области бурения скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями. При осуществлении способа проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола по пробуренным на месторождении скважинам путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород. Далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора (БР), включая эквивалентную плотность циркуляции. Затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде БР различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности, с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы. Производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, порового давления и давления гидроразрыва; геотермического градиента; упругих свойств горных пород, скорости движения инструмента в стволе скважины; реологических параметров. Выбор БР осуществляют исходя из двух условий: раствор обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а также его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений. Повышается точность выбора бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ НЕУСТОЙЧИВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) // 2507371
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ9-4 5,0-20,0; неонол АФ9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в неустойчивой кавернозной части ствола скважины
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе, представляющего собой обратную эмульсию и применяемого для промывки при бурении нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам упрочнения пород при проводке, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений
ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ КОМПЛЕКСНЫЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ // 2406744
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам, применяемым для бурения в сложных гидрогеологических условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин, в том числе при вскрытии продуктивного пласта
