Патенты автора Фаттахов Ирик Галиханович (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.
Состав для изоляции водопритока в скважину // 2713063
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.
Состав для изоляции водопритока в скважину // 2710862
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 составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас. % каустического магнезита, 25-30 мас. % хлористого магния, 25-30 мас. %, 0,2-0,7 мас. % сверх 100% кремнефтористого натрия и 0,1-1,0 мас. % сверх 100% нитрилотриметилфосфоновой кислоты. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет увеличения прочности магнезиального камня и расширения диапазона времени отверждения состава на основе магнезита. 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.
СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ // 2684625
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.
ВОДОИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) // 2673500
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.
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ // 2669970
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.
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ // 2669648
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.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2530948
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении. Сущность изобретения: способ включает циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин. Согласно изобретению проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам - объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции. Определяют коэффициент флуктуации по аналитическому выражению, учитывающему ежемесячный дебит по жидкости или обводненность добываемой продукции, эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров, стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров, объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров. При коэффициенте флуктуации меньше 10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период. Для этого предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%. При коэффициенте флуктуации больше 10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента. 5 ил., 9 табл., 1 пр.
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ // 2526039
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.
Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Закачивают в пласт битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из битумсодержащего реагента и минерального порошка. В качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка - тампонажный цемент. Битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. После приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до его отверждения в водоносной части пласта и растворения в нефтеносной части пласта. Далее производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения состава, находящегося в водоносной части пласта, с последующим его удалением из нефтеносной части пласта при освоении скважины. Изобретение позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости и снижения трудоемкости работ. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции вод в добывающих скважинах и интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов
