Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта


 


Владельцы патента RU 2506298:

Батрак Алексей Николаевич (RU)
Писарев Константин Александрович (RU)
Ашигян Дмитрий Григорьевич (RU)
Сальников Сергей Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлорид калия или хлорид натрия - 50, оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5, гидрофобизатор - 25. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 6 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для модификации фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

В настоящее время известны различные составы, применяемые в качестве модификаторов коллекторских свойств пласта.

Так, из описания к патенту РФ №2232872 (опубликован 20.07.2004) известен состав для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне, представляющий собой углеводородную эмульсию с гидрофобными частицами сажи из тонкодисперсного углерода с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5 вес.% и поверхностно-активным веществом.

Также из описания к патенту РФ №2144132 (опубликован 10.01.2000) известен состав, используемый для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, представляющий собой обратную эмульсию на углеводородной и водной основах, водная основа содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) и водорастворимую соль одного или нескольких видов. В качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости. Она содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного солевого раствора с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны. Порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5:1)-(1:1). Плотность водного раствора поверхностно-активного вещества превышает плотность технологической жидкости.

Недостатками известных составов являются технологически сложная схема приготовления водно-углеводородных и обратных эмульсий в условиях низких температур, характерных для условий нефтедобычи в основных нефтедобывающих районах РФ: Коми, ХМАО-Югры и ЯНАО. Необходимый в этих случаях подогрев жидкостей приводит к разрушению создающейся эмульсии либо к распаду поверхностно-активного вещества вследствие превышения температурных пределов при нагревании. Данные технологии возможно использовать в промышленном масштабе только в теплое время года.

Наиболее близким аналогом к патентуемому составу является состав стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновую кислоту 2,5-20, оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,5-60, катионоактивное поверхностно-активное вещество 1,0-40, гидрофобизатор - гидрофобную кремнийорганическую жидкость (ГКЖ) 0,5-10,0, поглотитель влаги 5-50 (патент РФ №2312880, опубликован 20.12.2007).

Недостатком известного состава является необходимость использования в качестве гидрофобизатора ГКЖ, применение которой приводит к резкому росту межфазного натяжения на границе раздела фаз: водный раствор состава в который входит ГКЖ и нефти, а также применение поглотителя влаги.

Техническим результатом патентуемого решения является модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта.

Результатом применения патентуемого решения будет изменение коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта, что позволит повысить коэффициент извлечения нефти.

Заявленный технический результат достигается за счет использования состава модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта, содержащего хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор в виде сухой смеси, содержащей в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

хлорид калия или хлорид натрия - 50,

оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20,

нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5,

гидрофобизатор - 25.

Соотношение оксиэтилидендифосфоновой кислоты к нитрилотриметилфосфоновой в ингибиторе солеотложения предпочтительно выбирать равным 80:20.

Сухая смесь гидрофобизатора также может включать соли аммония.

В качестве солей алкилированных третичных аминов может применяться хлорид алкилтриметиламмония.

Также состав сухой смеси гидрофобизатора, вместо солей аммония, может содержать нитрат аммония.

Применяемый в композиции хлорид калия предназначен для обработки терригенных заглинизированных коллекторов. Используется в качестве эффективного ингибитора глинонабухания за счет замещения ионов натрия в глине на ионы калия и уменьшения таким образом эффективного радиуса глинистой частицы. В случае обработки пластов карбонатного типа в качестве утяжелителя водного раствора для лучшего его проникновения в пласт вместо хлорида калия используют хлорид натрия.

При этом хлорид калия используется в виде калия хлористого мелкого, калия хлористого гранулированного, калия хлористого розового, а хлорид натрия - в виде натрия хлористого технического.

Использование в составе смеси сухих фосфоновых кислот (нитрилотриметилфосфоновой НТФ и оксиэтилидендифосфоновой ОЭДФ) при соотношении 20:80 позволит повысить эффективность ингибирования солеотложений и их удаление из пор пласта с подземного глубинно-насосного оборудования.

Гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, приводит к устойчивой гидрофобизации пористой поверхности пласта и изменяет фазовую проницаемость по воде и нефти.

Гидрофобизатор, в качестве которого используются алкилированные третичные амины либо их соли, в конкретном случае представляет собой жидкую смесь катионоактивных третичных аммониевых соединений и/или солей третичных аммониевых соединений, в качестве которых выступает хлорид алкилтриметиламмония. Для перевода гидрофобизатора в сухую форму предлагается нанесение жидкого гидрофобизатора на соли аммония, в качестве которых могут выступать как по отдельности, так и совместно: хлорид аммония, сульфат аммония, нитрат аммония, с последующей сушкой, при этом Гидрофобизатор применяют в количестве 0,1-4% по активному веществу.

Перечисленные соли аммония выступают в качестве носителя при получении гидрофобизатора в сухом виде.

При этом следует отметить, что данные вещества не обладают никакими гидрофобизирующими свойствами и не могут рассматриваться как активное вещество гидрофобизатора. Вместо указанных носителей может выступать любая соль: хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и т.п.

Сухой вид гидрофобизатора получают следующим образом:

В сушильный барабан вращательного типа с нагревательными элементами, расположенными с внешней стороны барабана и обеспечивающими равномерный нагрев его содержимого с плавным регулированием температуры нагрева от 50°C до 60°C загружают 243,5 кг солей аммония, после чего через дозатор добавляют 26 кг водного раствора смеси катионоактивных третичных аммониевых соединений и/или солей третичных аммониевых соединений, в качестве которых выступает хлорид алкилтриметиламмония, содержащих 6,5 кг активного вещества. При включенном вращении и нагревании до указанных температур смесь сушится до достижения влажности 1,0-1,5%.

Технология производства модификатора заключается в смешении указанных в формуле изобретения компонентов в смесителе вращательного типа в течение не менее 1 часа. После окончания смешения готовый продукт расфасовывают.

Для обработки скважины готовится водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовится путем растворения в емкости с водой необходимого количества модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения его в воде.

Далее изобретение поясняется с помощью примеров.

Пример 1.

В республике Коми при обработке терригенного пласта D2st применялся модификатор следующего состава:

Хлорид калия - 50,

Оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20,

Нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5,

Гидрофобизатор - 25, который содержал алкилированные третичные амины, соли аммония.

Геолого-технические данные скважины:

Диаметр эксплуатационной колонны 168 мм

Интервал перфорации, м пласта D2st.: 3433,0-3434,4 м.; 3439,0-3440,0 м.; 3441,4-3442,2 м.; 3444,0-3446,8 м.; 3447,8-3449,6 м.; 3454,8-3457,8 м.; 3460,6-3462,0 м.; 3468,6-3471,6 м. Общая величина интервала перфорации 15 метров

Пластовое давление 206 атм,

Глинистость коллекторов составляет 2.1-14.1%, в среднем 6.3%. Карбонатность незначительная - 0.5-3.8%.

Открытая пористость коллекторов по данным исследований керна изменяется от 6 до 19.4% при заметном преобладании Кп=14-16%, в среднем составляя 13.9%.

Газопроницаемость коллекторов колеблется от 1.0 до 1350.3*10-3 мкм2 при среднегеометрическом значении 199.5*10-3 мкм2. Подавляющее большинство исследованных образцов керна имеют Кпр>100.0*10-3 мкм2

Перед обработкой скважины готовился 6% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 28,2 м3 1800 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде.

Пласт D2st обрабатывался путем закачки 30 м3 6% водного раствора модификатора из емкости с готовым раствором в пласт через отверстия перфорации цементировочным агрегатом ЦА-320, при этом в начале закачки давление закачки и давление в затрубном пространстве было «0» атм., а при окончании давление закачки поднялось до 140 атм., а давление в затрубном пространстве поднялось до 50 атм. После окончания закачки была выдержка модификатора в пласте на протекание реакции 24 часа.

Результаты промыслового испытания технологии модификации фильтрационных свойств продуктивного пласта:

Дебит по жидкости перед остановкой скважины 25 мая:

в периоде март-май 2012 80 м3/сут

- обводненность продукции 87%

- нефть 10,4 м3/сут

- Дебит по жидкости после обработки сентябрь 2012:

- 28,8 м3/сут

- обводненность продукции 0,12%

- нефть 28,76 м3сут

Увеличение добычи нефти за истекшие с момента запуска скважины в работу после проведенной обработки модификатором 122 суток составляет 2240 м3 или 1879 тн. При этом эффект дополнительно добытой нефти связан не с интенсификацией ее добычи, т.е одновременным приростом дебитов по жидкости и нефти, а вследствие изменения фазовых проницаемостей для воды и нефти в призабойной зоне и связанным с этим перераспределением водных потоков в пласте в зоне дренирования от нагнетательной скважины к добывающим скважинам и изменением вследствие этого коэффициентов охвата пласта и заводнения, и подключением к разработке низкопроницаемых, ранее заблокированных нефтяных пропластков.

Пример 2.

В республике Удмуртия при проведении опытно-промысловых работ по применению технологии, совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта водный раствор модификатора фильтрационных свойств применялся на карбонатном пласте верейского горизонта. Применялся модификатор следующего состава масс.%:

Хлорид натрия - 50,

Оксиэтилидендифосфоновая кислота - 4,

Нитрилотриметилфосфоновая кислота- 1,

Гидрофобизатор - 45,

который содержал алкилированные третичные амины, соли аммония.

Геолого-технические данные скважины:

Эксплуатационная колонна 146 мм

На глубине 1374 м пробурен боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтального участка 150 м

Текущий забой 1375 м.

Пластовое давление 123,4 атм,

Плотность пластовой воды 1,05 г/см3

Перед обработкой скважины готовилось 2 раствора модификатора:

Раствор №1 - 1% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 7 м3 70 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде. Плотность раствора №1 составляла 1,18 г/см3.

Раствор №2 - 0,2% водный раствор модификатора фильтрационных свойств продуктивного пласта. Раствор готовился путем растворения в емкости с водой объемом 12 м3 24 кг модификатора с последующим перемешиванием до полного растворения модификатора в воде. Плотность раствора №2 составляла 1,17 г/см3.

Верейский горизонт обрабатывался путем закачки 7 м3 1% водного раствора модификатора из емкости с готовым раствором №1 в затрубное пространство скважины цементировочным агрегатом ЦА-320, после закачки выдержка на опускание раствора 31 до забоя и проникновение в горизонтальный ствол скважины составляла 3,5 ч. Затем закачивался в затрубное пространство скважины раствор №2. После окончания закачки растворы №№1 и 2 находились в скважине 3 суток.

Результаты промыслового испытания технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта модификатором фильтрационных свойств:

Дебит по жидкости перед остановкой скважины 20 августа 2012:

в периоде май-август 2012 17 м3/сут

- обводненность продукции 85%

- нефть 2,3 т/сут

- Дебит по жидкости после обработки 26 августа 2012:

- 15 м3/сут

- обводненность продукции 39%

- нефть 4,8 тн/сут.

Далее приведены примеры, иллюстрирующие использование гидрофобизаторов в составе модификатора по примеру №1, при получении которых использовались в качестве носителей различные соли.

Пример 3.

В качестве сухой смеси гидрофобизатора использовали смесь хлорида триметиламмония и носитель - хлористый кальций. Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой призабойной зоны пласта на скважинах ОАО Сургутнефтегаз

Результаты промыслового испытания технологии совмещающей глушение с мягкой обработкой пласта модификатором фильтрационных свойств:

Средний дебит по жидкости перед остановкой скважин 2006:

12 м3/сут

- обводненность продукции 83-90%

- нефть 1,5-2,0 т/сут

- Дебит по жидкости после обработки 2006:

- 14 м3/сут

- обводненность продукции 62-64%

- нефть 4,4 тн/сут.

Пример 4.

Применяли сухую смесь гидрофобизатора, состоящую из хлорида триметиламмония и носителя - смеси хлорида аммония и сульфата аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии модификации фильтрационных свойств пласта в ОАО «Роснефть-Удмуртнефть».

Промысловые испытания на скважинах 400, 1712, 1407 ОАО «Удмуртнефть» подтвердили, что в концентрации 6% водного раствора Модификатора позволяет повысить в 2-3 раза дебит нефти в скважинах с обводненностью больше 95% за счет увеличения охвата воздействием нефтенасыщенных интервалов, и понизить обводненность скважинной продукции на 12-15%

Пример 5.

Применяли гидрофобизатор, состоящий из хлорида триметиламмония, нанесенного на хлорид аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии модификации фильтрационных свойств пласта в ОАО «Роснефть-Удмуртнефть».

Промысловые испытания на скважинах 464, 711, 947 ОАО «Удмуртнефть» подтвердили, что в концентрации 6% водного раствора Модификатора позволяет повысить дебит нефти на 50-70% в скважинах и понизить обводненность на 12-18% за счет увеличения охвата воздействием нефтенасыщенных интервалов.

Пример 6.

Применяли гидрофобизатор, состоящий из хлорида триметиламмония, нанесенного на носитель - хлорид аммония.

Данный гидрофобизатор использовался при приготовлении опытных образцов Модификатора при испытаниях технологии кислотной обработки с модификацией фильтрационных свойств пласта в ОАО «Негус-нефть» в 2012 г.

Промысловые испытания на скважинах 854 куст 111, ОАО «Негуснефть» подтвердили, что стандартный глинокислотный раствор 12% HCL + 3% HF + Модификатор в концентрации 1,5% позволяет повысить в дебит нефти в скважинах юрских отложений на 37% и и понизить обводненность скважинной продукции с 45% до 19%. Общий дебит по жидкости при этом не изменился.

Из приведенных выше примеров видно, что в зависимости от применяемой технологии время действия эффекта от использования данной технологии изменяется. Так для технологии совмещения глушения скважины с мягкой обработкой призабойной зоны оно составило 9 суток. Однако общим является то, что увеличение добычи нефти после проведенной обработки рабочими растворами содержащими в себе модификатором составляет от 22,5 до 1205 тн/обработку. При этом эффект дополнительно добытой нефти связан не с интенсификацией ее добычи, т.е одновременным приростом дебитов по жидкости и нефти, а вследствие изменения фазовых проницаемостей для воды и нефти в призабойной зоне и связанным с этим перераспределением водных потоков в пласте в зоне дренирования от нагнетательной скважины к добывающим скважинам и изменением вследствие этого коэффициентов охвата пласта и заводнения, и подключением к разработке низкопроницаемых, ранее заблокированных нефтяных пропластков.

1. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта, характеризующийся тем, что содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины, либо их соли, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид калия или хлорид натрия 50
оксиэтилидендифосфоновая кислота 20
нитрилотриметилфосфоновая кислота 5
гидрофобизатор 25

2. Модификатор по п.1, характеризующийся тем, что сухая смесь гидрофобизатора также включает соли аммония.

3. Модификатор по п.2, характеризующийся тем, в качестве солей алкилированных третичных аминов применяют хлорид алкилтриметиламмония.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.

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.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.
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.
Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот. Изобретение также относится к способам: эмульгирования раствора, ингибирования коррозии поверхности металла, уменьшения коррозии поверхности металла, флотации руды или модифицирования бетона. 9 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 13 пр., 7 табл.

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 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 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 способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду. В качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы. При следующих соотношениях компонентов, вес.ч.: высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 100, полые стеклянные микросферы 10-100, НТФ - 0,07-0,25, суперпластификатор С-3 0,2-1,3, вода 150-320. Техническим результатом является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ включает закачку в пласт смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, в качестве расклинивающего агента применяют газовые кристаллогидраты, закачку производят при термобарических условиях существования последних, после разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы, дополнительно расклинивающей макро- и микротрещины разрыва пласта. При этом закачку смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, разрыв пласта и разложение кристаллогидратов производят одно- или многократно. Технический результат заключается в повышении проницаемости пласта при гидроразрыве. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх