Способ проведения водоизоляционных работ в скважине


 


Владельцы патента RU 2495229:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера. Суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210. Изобретение позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ и увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа.

Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) АК-639, затворенного на пресной воде и цементного раствора (Курочкин, Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ.- 2003. - №2. - С.17-19).

Недостатком известного способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания в скважину ВНП, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г.Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч·МПа), многократно увеличивающийся в объеме уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138 опубл. 10.11.1999 г.). Способ включает закачку в скважину порции порошкообразного водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 10-20% в воде, выдержку в скважине в течение 0,5-4 ч, последующую закачку в скважину второй порции упомянутого полимера в воде, концентрация которого меньше концентрации полимера первой порции, продавцу закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.

Недостатком известного способа является то, что после выдержки в скважине суспензии водонабухающего акрилового полимера он многократно разбухает, и поэтому может быть закачан в пласт только при наличии катастрофического поглощения. Но наличие катастрофических поглощений не характерно для обводненных нефтеносных пластов. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа, в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч·МПа), водонабухающий акриловый полимер после выдержки в скважине не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.

Техническими задачами предложения являются увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.

Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.

Новым является то, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.

При реализации способа используют водонабухающий полимер, производимый согласно ТУ 2216-016-55373366-2007 в ООО «АКРИПОЛ». Согласно указанных технических условий производят водонабухающие полимеры В 50 Э, В 105, В 210, В 415, В 615 и В 820, величина водопоглощения в дистиллированной воде для этих марок составляет соответственно не менее 30, 100, 200, 400, 600 и 800 г/г. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л используют смесь широко доступной на промыслах минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В качестве воды хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л используют смесь минерализованной воды пашийского горизонта с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3.

Способ реализуют следующим образом. В изолируемый пласт трещинно-порового типа закачивают суспензию ВНП. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э; во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105; в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.

Суспензию ВНП в воде готовят исходя из расчета 1-20 кг ВНП на 1 м3 воды, точную массу ВНП определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию на основе водонабухающих полимеров В 415, В 615 и В 820 в предлагаемом способе не используют, так как указанные ВНП быстро набухают, впитывая воду, что не позволяет закачать в пласт достаточный объем суспензии, обеспечивающий создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Воду хлоркальциевого типа используют по причине ее широкой доступности в промысловых условиях. Величину минерализации воды, используемой при закачивании суспензии ВНП в первом и втором циклах, определили опытным путем. В воде с минерализацией более 120 г/л величина водопоглощения ВНП резко снижается, поэтому использовать такую воду нецелесообразно. Использование воды с минерализацией менее 60 г/л нецелесообразно, так как при этом величина водопоглощения ВНП приближается к величине водопоглощения в пресной воде. Объем суспензии, закачиваемой в каждом цикле, составляет от 5 до 15 м3, его определяют из опыта практических промысловых работ в зависимости от приемистости скважины. Суспензию ВНП закачивают в три цикла, так как при меньшем количестве циклов водоизоляционный экран не будет обладать прочностью, требуемой для удержания перепада давления, существующего в системе пласт-скважина. При большем количестве циклов эффективность способа увеличивается несущественно, а реализация способа при этом усложняется из-за увеличения количества операций.

Величина водопоглощения ВНП уменьшается с увеличением содержания в воде минеральных солей. Для ВНП характерна высокая скорость поглощения воды и набухания в течение 0,5 ч после контакта с пресной водой, затем процесс замедляется в течение 2,5 ч, затем незначительное набухание продолжается еще около 21 ч. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л скорость поглощения воды в 3-5 раз меньше, чем в пресной воде. Для ВНП в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л скорость поглощения воды в 12-14 раз меньше, чем в пресной воде.

Согласно предлагаемого способа в изолируемый пласт в первом цикле закачивают ВНП В 50 Э с минимальной относительно последующих циклов величиной водопоглощения, в воде с максимальным содержанием минеральных солей относительно последующих циклов, что позволяет закачать суспензию ВНП глубоко в трещины пласта, пока ВНП не набух до непрокачиваемого состояния. Во втором цикле закачивают ВНП В 105 с большей величиной водопоглощения, чем в первом цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем в первом цикле. Водонабухающий полимер, закачиваемый во втором цикле, набухает быстрее, при этом увеличиваясь в объеме в большей степени, чем в первом цикле, и может быть закачан на меньшую глубину, чем в первом цикле. В третьем цикле закачивают ВНП В 210 с большей величиной водопоглощения, чем во втором цикле, в воде с меньшим содержанием минеральных солей, чем во втором цикле. Водонабухающий полимер В 210, закачиваемый в последнем третьем цикле, набухает наиболее быстро, в сравнении с предыдущими циклами. Закачиваемый в третьем цикле в пресной воде ВНП, быстро набухая, тампонирует трещины в зоне пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и не позволяет суспензии, закачанной в предыдущих циклах выйти в скважину. Созданный таким способом протяженный водоизоляционный экран обладает повышенной стойкостью к перепадам давления, за счет этого увеличивается продолжительность эффекта от водоизоляционных работ.

Таким образом, способ позволяет закачать суспензию ВНП далеко в трещины изолируемого пласта, что обеспечивает создание протяженного водоизоляционното экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. Таким образом, увеличивают продолжительность эффекта от водоизоляционных работ и решают техническую задачу предлагаемого способа.

Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях моделировали проведение водоизоляционных работ, тампонируя модель трещины пласта. В качестве модели трещины пласта использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. В трубку закачали в три цикла суспензию водонабухающего полимера. В первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачали Водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачали Водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачали Водонабухающий полимер В 210. Объем закачиваемой в каждом цикле суспензии был равен 1/3 от внутреннего объема трубки. Через 24 ч модель трещины пласта испытали на устойчивость к выдавливанию закачанной суспензии ВНП под влиянием перепада давления. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до начала сдвига и выдавливания из трубки суспензии ВНП. Замеренную величину давления начала сдвига поделили на длину трубки для определения величины удельного давления сдвига (в МПа/м). Величина удельного давления сдвига составила 4,2 МПа/м. В большинстве случаев перепады давления, существующие в системе пласт-скважина, не превышают 4,2 МПа/м. Таким образом, предлагаемый способ может быть использован для проведения водоизоляционных работ.

В подобных условиях провели исследования наиболее близкого технического решения. Для испытаний использовали трубку из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм. Однако суспензию водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 20% в пресной воде после предварительной выдержки в течение 4-х часов с момента приготовления закачать в трубку не удалось по причине многократного увеличения объема частиц водонабухающего акрилового полимера АК-639 из-за впитывания воды.

Таким образом, предлагаемый способ более эффективен при проведении водоизоляционных работ, чем наиболее близкое техническое решение.

Пример практического применения. Способ реализовали в нефтедобывающей скважине с продукцией, обводненной на 98% из-за прорыва воды по системе трещин в трещинно-поровом карбонатном пласте, перфорированном в интервале 1050-1058 м. В скважину на глубину 1030 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с диаметром 73 мм. Суспензию ВНП в воде готовили в процессе закачивания в скважину. В емкость объемом 0,3 м подавали заранее подготовленную воду самоизливом из автоцистерны, в эту же емкость при постоянном перемешивании добавляли ВНП с одновременным закачиванием получаемой суспензии насосом цементировочного агрегата ЦА-320М через колонну НКТ в пласт тремя последовательными циклами. В первом цикле закачали суспензию из 140 кг водонабухающего полимера В 50 Э в 10 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:1. В последующем втором цикле закачали суспензию из 90 кг водонабухающего полимера В 105 в 7 м3 смеси пластовой минерализованной воды пашийского горизонта Ромашкинского месторождения с пресной водой при объемном соотношении, соответственно, 1:3. В третьем цикле закачали суспензию из 50 кг водонабухающего полимера В 210 в 5 м3 пресной воды. Суспензию ВНП продавили в пласт закачиванием в колонну НКТ 4 м3 пресной воды, используемой в качестве технологической жидкости при ремонте скважины. Скважину оставили на время разбухания ВНП в течение 24 ч. Далее скважину освоили свабом, спустили в скважину насос и пустили в эксплуатацию. После применения способа произошло увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ (межремонтного периода скважины) в 1,4 раза.

Благодаря созданию протяженного водоизоляционного экрана, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.

Способ проведения водоизоляционных работ в скважине, включающий закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера, отличающийся тем, что суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы. В способе водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающем последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время отверждения закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала, согласно изобретению в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20-40 меш с покрытием из кремнийорганического соединения концентрацией 50-200 кг/м3, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав. Технический результат - создание водоизоляционного экрана повышенной прочности, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, снижение обводненности продукции на 30-70% и увеличение межремонтного периода скважины в 1,2-1,5 раза. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых. Состав может быть также применен для ликвидации негерметичности резьбовых соединений и незначительных нарушений эксплуатационной колонны, для борьбы с поглощением при бурении скважин. Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта содержит 100 масс.ч. этилового или метилового эфира ортокремневой кислоты или их смеси, 15-50 масс.ч. полярного растворителя, 1-3 масс.ч. хлорида металла IV-VIII групп, добавку - фиброволокно полипропиленовое в количестве 0,1-0,5 масс.ч. Технический результат - обеспечение регулируемого времени отверждения, получение укороченного времени потери текучести, увеличение эффективности изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков воды и газа и тампонировании высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, обеспечение более продолжительного тампонирующего эффекта за счет увеличения прочности отвержденного полимера и уменьшения его синерезиса. 1 табл.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта. По другому варианту способ, включающий вышеуказанное, где очищенный участок включает, по меньшей мере, некоторое количество очищенных маршрутов движения потоков. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение размещения и эксплуатации качеств консолидирующих агентов. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по заливочным трубам два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. Причем до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки. Спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб. Производят посадку пакера. Продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением. Продавливают компоненты тампонирующей смеси. При этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. При этом в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и долговечности герметизации дегазационных скважин. В способе воздухонепроницаемый экран создают за счет заполнения трещины гидроразрыва жидким нетвердеющим составом под давлением не ниже давления сжатия экрана вмещающими горными породами и выше давления воздуха в горной выработке, а в горных породах между воздухонепроницаемым экраном и горной выработкой создают запирающий слой с градиентом порового давления, препятствующим фильтрации воздуха в направлении рабочей части дегазационной скважины. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх