Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления



Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления
Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления

 


Владельцы патента RU 2571458:

Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором. Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему. Повышается эффективность водоизоляционных работ и срок изоляции за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности и устойчивого к деструкции. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах содержит, мас. %: модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» 6-9, лимонную кислоту 6,0-12,6, вода - остальное. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах включает приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание. Смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

В качестве водоизолирующих составов в мировой практике чаще всего используются гелеобразующие системы. Выбор реагентов и оптимального соотношения компонентов состава осуществляется исходя из поставленной задачи, на решение которой направлено изобретение и условий применения.

Для водоизоляционных работ в газовых скважинах с терригенным коллектором наиболее предпочтительными являются гелеобразующие составы на силикатной основе, т.к. они имеют

- низкую вязкость исходных компонентов;

- низкую стоимость реагентов;

- соответствуют требованию экологической и промышленной безопасности.

Известен водоизолирующий состав на основе силиката натрия и соляной кислоты, используемый в нефтедобывающей промышленности. В скважину последовательно закачивают водный раствор силиката натрия, затем легкую нефть в качестве разделительной жидкости и далее отвердитель - 0,5-4,0% раствор соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа (см. патент РФ № 2121570 от 16.06.1997 по кл. Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.11.1998 г.). После продавки реагентов в призабойную зону скважины легкой нефтью или пресной водой ее оставляют в состоянии покоя на 20 часов.

Основным недостатком описанного состава, ограничивающим возможность его применения при водоизоляционных работах в газовых скважинах, является использование в качестве гелеобразователя соляной кислоты, обладающей высокой реакционной способностью и исключающей возможность регулирования времени гелеобразования. Поэтому данный состав предусматривает последовательную закачку компонентов состава в пласт и остановку скважины на достаточно продолжительное время. Остановка скважины на 20 часов объясняется сложностью прогнозирования времени гелеобразования в пластовых условиях, так как в пористой среде образование геля должно происходить в процессе диффузии, а это очень длительный химический процесс. В результате гель не образуется, или образуется не во всем объеме. На газовых месторождениях остановка скважины на 20 часов в процессе водоизоляционных работ недопустима из-за большой вероятности перетока изолирующего состава в продуктивную часть пласта.

Вышеперечисленные недостатки, а именно качественный и количественный состав ингредиентов, в частности гелеобразователя, не позволяют достичь высокого качества изоляции, в газовых скважинах, которое оценивается, прежде всего, прочностью образующегося изоляционного экрана, обеспечивающего надежную изоляцию продуктивного пласта от прорыва пластовых вод.

Наиболее близким составом (прототипом) является изолирующий состав, содержащий силикат натрия (жидкое стекло), кислотный гелеобразователь - лимонную кислоту, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Силикат натрия
(жидкое стекло) 4-8
Лимонная кислота 1,15-1,8

(см. патент РФ № 2359106 от 24.12.2007 по кл. Е21В 33/138, опубл. 20.06.2009 г).

Состав предназначен для использования в нефтяной промышленности при временной изоляции нефтенасыщенных пропластков и изоляции выработанных и обводненных участков пласта. В описанном изобретении не стоит задача полной изоляции водопритоков, а решается задача снижения обводненности добываемой продукции, т.е. нефти. До обработки в добываемой продукции присутствовало 97% воды и 3% нефти. После многостадийной обработки (10 стадий), требующей 150 м3 гелеобразующего состава в продукции скважины содержалось 80% воды и 20% нефти.

Применяемый в нефтяной промышленности легко разрушаемый гель с соотношением ингредиентов в указанных пределах не может обеспечить в газовых скважинах надежной 100%-ной изоляции газоносного горизонта от прорыва пластовых вод из-за низкой прочности образующегося геля. Прочность структуры геля и необходимое время гелеобразования в силикатных системах, как известно, зависит от области рН, в которой проводится процесс гелеобразования и обеспечивается соотношением гелеобразующего вещества и гелеобразователя. Соотношение ингредиентов в составе по прототипу обеспечивает рН в щелочной области, в которой формируется гель низкой прочности.

Прочностные характеристики геля во многом определяют технологию и продолжительность изоляционных работ. В связи с низкой прочностью структуры геля, описанного в прототипе, используется многостадийная закачка большого объема реагентов в скважину с последующей остановкой скважины на 36 часов.

Многостадийность операций при водоизоляционных работах в газовых скважинах, в отличие от нефтяных, недопустима по причине различных физико-химических свойств пластовых флюидов - нефти и газа.

Вязкость природных газов 0,00075-0,00102 мПа·с
Вязкость воды 1,0020-1,0050 мПа·с
Вязкость нефти 0,2-68,0 мПа·с

(см. Горная энциклопедия [Текст]: под ред. Е.А. Козловского. - М: «Советская энциклопедия», 1991).

В нефтяных скважинах силикатные системы, представляющие собой водные композиции, в силу меньшей вязкости и гидрофильности не проникают в гидрофобный нефтенасыщенный интервал пласта, характеризующийся более высокой вязкостью. В газовых же скважинах, наоборот, водные растворы имеют более высокую вязкость, чем газ, и с большей вероятностью проникают не в водяной, а в газовый горизонт.

Известен способ приготовления гелеобразующего состава, заключающийся в приготовлении водных растворов жидкого стекла и соляной кислоты и смешивании. При этом изолирующее гелеобразующее жидкое стекло оттитровывают соляной кислотой до рН 9,1-11,4 (см. патент РФ № 2158352 от 05.10.1999 по кл. Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 27.10.2000). При таком способе приготовления, то есть при смешивании путем ведения кислотного раствора в щелочной (жидкое стекло), образующийся гель не обеспечит надежной изоляции, так как в щелочной среде трехмерная структура геля формируется из частиц большого размера (до 10 нм) и характеризуется сжимаемостью, в результате сжимаемости гелеобразной структуры происходит расслоение геля.

Прототипом предлагаемого способа приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах является способ приготовления состава для ограничения водопритоков в скважину включающий смешивание растворов силиката натрия в виде 50%-ного водного раствора уксусной кислоты, многоатомного спирта при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

50%-ный водный раствор силиката натрия 7,6-9,4
Уксусная кислота 1,0-1,4
Многоатомный спирт 0,1-18,9
Вода остальное

(см. патент РФ № 2397195 от 19.01. 2009 по кл. С09К 8/575, опубл. 20.08.2010).

В раствор силиката натрия (жидкое натриевое стекло) вводят уксусную кислоту и тщательно размешивают. Затем при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят многоатомный спирт и продолжают перемешивание. В рамках рекомендуемой области применения (нефтедобывающая промышленность) технический результат соответствует поставленной задаче. Эффективность состава выражается в частичной закупорке водопромытых интервалов пласта и рекомендован для ограничения, а не полной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах. Состав обладает регулируемыми сроками гелеобразования - от нескольких минут до нескольких часов, но недостаточно высокой прочностью (в пределах 3,6-36,8 кН/м2), что обусловлено способом приготовления состава в щелочной среде. Гелеобразование в силикатных системах имеет ряд особенностей. Существуют области рН, в которых гелеобразование протекает мгновенно (рН=6,0-7,0), и есть области, где гелеобразования не происходит вообще. Приливая кислоту к раствору силиката, рН раствора изменяется от 12,0 до 7,0. В области рН от 12 до 8,0 кремнеземная составляющая, представленная в виде ионов, конденсируется с образованием коллоидных частиц с размерами до 10 нм с уменьшением их общего числа. На фиг. 1 представлены размеры коллоидных частиц геля по прототипу. Такие частицы при формировании геля упаковываются не плотно, при этом каждая сферическая частица связана с тремя другими сферами и доля объема, занимаемая сферами, составляет только 0,05. Этим и объясняется низкая прочность геля. Строение таких гелей рассматривают как твердую структуру гелей, пронизанную связанными между собой порами, как в губке. Невысокая прочность объясняется тем, что гели сжимаемы и в большей степени подвержены процессу «старения». На фиг. 2 представлена структура геля по прототипу.

Поэтому очевидным является факт, что по способу, описанному в прототипе, приливая кислоту к силикату, невозможно попасть в область рН, в которой формируется гель с плотной упаковкой из частиц малых размеров и высокой прочностью, минуя область мгновенного гелеобразования даже при любых концентрациях исходных компонентов.

Сравнительно низкая прочность геля является основным недостатком описанного способа приготовления данного состава, не обеспечит надежной изоляции в газовых скважинах и является ограничивающим фактором его применения в газовой отрасли.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

- Повышается эффективность водоизоляционных работ за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности. Повышенная прочность и устойчивость к деструкции обеспечивает гидроизоляцию на длительный срок. В результате увеличивается межремонтный срок эксплуатации скважин.

- Повышается технологичность процесса изоляции, которая обеспечивается за счет использования порошкообразных реагентов, что исключает возможность замерзания реагентов в процессе хранения и транспортировки. Ингредиенты имеют хорошую растворимость, и для приготовления требуется минимальное количество времени. В результате сокращается продолжительность ремонтных работ.

- Сокращаются материальные затраты за счет регулируемых сроков гелеобразования, позволяющих использовать оптимальный объем изолирующего состава, закачиваемого в скважину и рассчитанного с учетом конкретных горно-геологических условий.

Технический результат достигается с помощью состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающего силикатсодержащее вещество, лимонную кислоту и воду, который в качестве силикатсодержащего вещества содержит модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Модернизированный натриевый силикат
«Монасил Н-28» 6-9
Лимонная кислота 6,0-12,6
Вода остальное

причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно.

Технический результат достигается также с помощью способа приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающего приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание, в котором смешивание растворов производят путем прилипания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно.

Отличительной особенностью способа приготовления состава является порядок смешивания ингредиентов.

Заявляемые состав и способ приготовления соответствуют условию «новизна».

Для приготовления состава используют модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» по ТУ 2145-001-75105538-2005, который по химическому составу представляет собой гидрат натриевых солей кремниевых кислот с мольным отношением SiO2 к Na2O (силикатным модулем) от 2,5 до 3,1. По внешнему виду представляет собой гранулированный порошок белого цвета. Лимонную кислоту используют по ГОСТу 908-2004. Достижение технического результата обеспечивается новой совокупностью существенных признаков и зависит от особенностей физико-химических процессов, происходящих в процессе формирования гелеобразной структуры, прочность которой обусловлена не только концентрацией входящих компонентов, но и областью рН в процессе гелеобразования, которая достигается способом приготовления состава. Как известно, в водных растворах силиката натрия кремнеземная составляющая представлена в виде ионов:

В процессе гелеобразования (в присутствии кислот) молекулы Si(OH)4 конденсируются до размеров коллоидных частиц с образованием силоксановых (Si-О-Si) связей

Затем конденсация между первичными частицами ведет к образованию сетки геля. Прочность гелеобразной структуры зависит, прежде всего, от размеров коллоидных частиц и их количества, достаточных для обеспечения плотной упаковки частиц в трехмерной пространственной структуре.

Размеры коллоидных частиц определяются областью рН раствора, в которой осуществляется процесс гелеобразования, а количество коллоидных частиц при определенных значениях рН зависит от концентрации гелеобразующего вещества, в данном случае силикатсодержащего компонента. Величину рН в процессе гелеобразования регулируют не только концентрациями гелеобразователя и гелеобразующего вещества, но и способом приготовления.

В предлагаемом изобретении гелеобразование осуществляют в кислой среде. Необходимое значение рН обеспечивается соотношением ингредиентов в составе и способом его приготовления, а именно введением силикатсодержащего вещества в кислоту. В этом случае частицы кремнезема несут лишь очень незначительный ионный заряд и, следовательно, могут сталкиваться друг с другом и агрегировать с образованием частиц малых размеров от 1 до 3 нм, которые в дальнейшем образуют цепочки, а затем сетки геля. На фиг. 3 представлены размеры коллоидных частиц геля.

При формировании пространственной структуры геля из частиц малых размеров каждая отдельная сферическая частица соприкасается с 12 окружающими ее сферами, и доля объема, занимаемая сферами, равна 0,745. В этом случае гель обладает повышенной прочностью, так как вся водная фаза удерживается в пространственной трехмерной сетке. Гели менее сжимаемы, чем образующиеся в щелочной среде. На фиг. 4 представлена структура геля.

По имеющимся известным источникам совокупность существенных признаков - рецептура и способ приготовления, обеспечивающие достижение технического результата, - не выявлена. Предлагаемое изобретение соответствует условию «изобретательский уровень».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1. В первой емкости в 400 мл воды, что составляет 40 мас. %, растворяют при перемешивании 60 г, что составляет 6 мас. % модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28».

Во второй емкости в 480 мл воды, что составляет 48 мас. %, растворяют 60 г, что составляет 6 мас. % лимонной кислоты. После полного растворения реагентов в обеих емкостях водный раствор модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» вводят - приливают к раствору лимонной кислоты и перемешивают. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1 соответственно.

рН состава - 4,5, время гелеобразования - 1 час, прочность изоляционного экрана 8,00 МПа/м.

Пример 2. В первой емкости в 400 мл воды, что составляет 40 мас. %, растворяют при перемешивании 74 г, что составляет 7,4 мас. % модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28».

Во второй емкости в 432,5 мл воды, что составляет 43,25 мас. %, растворяют 93,5 г, что составляет 9,45 мас. % лимонной кислоты. После полного растворения реагентов в обеих емкостях водный раствор модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» приливают к раствору лимонной кислоты и перемешивают. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,25 соответственно.

рН состава - 3,7, время гелеобразования - 8 часов, прочность изоляционного экрана 12,80 МПа/м.

Пример 3. В первой емкости в 350 мл воды, что составляет 35 мас. %, растворяют при перемешивании 90 г, что составляет 9 мас. % модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28».

Во второй емкости в 434 мл воды, что составляет 43,4 мас. %, растворяют 126 г, что составляет 12,6 мас. % лимонной кислоты. После полного растворения реагентов в обеих емкостях водный раствор модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» приливают к раствору лимонной кислоты и перемешивают. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,4 соответственно.

рН состава - 3,5, время гелеобразования - 12 часов, прочность изоляционного экрана 15,3 МПа/м.

Исследования свойств водоизоляционного состава проводят с учетом моделирования максимально полного количества факторов, влияющих на качество водоизоляционных работ. Исследования проводят на установке для исследования проницаемости кернов с использованием искусственных кернов, моделирующих терригенные породы продуктивного пласта и имеющих проницаемость по воде в пределах 1,9·10-12-2,0·10-12 м2. Проницаемость образца рассчитывают по формуле дарси (см. В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук Подземная гидравлика. М-Л. Гостоптехиздат 1949, с. 181).

В процессе исследований после заполнения образца составом и его структурирования определяют прочность сформировавшегося изоляционного барьера, характеризующего способность последнего выдерживать определенную величину репрессии, возникающую во время гидродинамических процессов в скважине.

Результаты проведенных исследований представлены в таблице.

Прочность гелеобразующего состава по прототипу, патент №2359106, составляет 3,8 МПа/м.

Прочность гелеобразующего состава, патент №2397195, составляет 4,2 МПа/м.

Измерения проводились в одинаковых условиях с разработанным составом на установке УИПК-1М с использованием искусственных кернов, моделирующих терригенные породы продуктивного пласта и имеющих проницаемость по воде в пределах 1,9·10-12-2,0·10-12 м2 и длиной 1 м.

Содержание в составе модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в количестве 6-9 мас. % обеспечивает формирование геля с наиболее плотной упаковкой частиц, что в конечном итоге определяет прочность блокирующего экрана.

Содержание в составе модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» менее 6 мас. % нецелесообразно, так как снижается прочность геля и соответственно прочность изоляционного экрана.

Содержание модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» более 9 мас. % нецелесообразно, так как повышение прочности геля не наблюдается.

Основным параметром, определяющим время гелеобразования, является рН раствора, который характеризуется двумя взаимосвязанными и взаимообусловленными показателями - концентрацией гелеобразователя, т.е лимонной кислоты, и соотношением концентраций гелеобразующего вещества (силиката) по отношению к гелеобразователю, то есть кислоте.

При соотношении мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты менее 1:1 в рамках заявляемых интервалов концентраций время гелеобразования менее 1 часа, что не обеспечит полную доставку гелеобразующего состава в нужный интервал продуктивного пласта и соответственно не обеспечит прочности изоляционного барьера.

При соотношении мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты более 1:1,4 в рамках заявленных интервалов концентраций время гелеобразования значительно превышает 12 часов (при высокой прочности геля) и не является необходимым для осуществления технологического процесса.

По предлагаемому изобретению возможность регулирования времени гелеобразования при высокой прочности состава позволяет существенно повысить эффективность водоизоляционных работ, то есть достичь минимального расхода водоизолирующего материала при лучших технологических показателях процесса с учетом конкретных горно-геологических и гидродинамических условий, в частности при различных перепадах давлений между водоносными и продуктивными пластами. Повышенная прочность и устойчивость к деструкции обеспечивает гидроизоляцию на длительный срок. В результате увеличивается межремонтный срок эксплуатации скважин. Использование порошкообразных реагентов исключает возможность замерзания реагентов в процессе хранения и транспортировки, что значительно повышает технологичность процесса приготовления состава, в результате чего сокращается продолжительность ремонтных работ. Сокращаются материальные затраты за счет регулируемых сроков гелеобразования, позволяющих использовать оптимальный объем изолирующего состава, закачиваемого в скважину и рассчитанного с учетом конкретных горно-геологических условий.

1. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий силикатсодержащее вещество, лимонную кислоту и воду, отличающийся тем, что он в качестве силикатсодержащего вещества содержит модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Модернизированный натриевый силикат
«Монасил Н-28» 6-9
Лимонная кислота 6,0-12,6
Вода остальное

причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно.

2. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание, отличающийся тем, что смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Многослойный проппант получен на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул, с пикнометрической плотностью 2,0-3,5 г/см3 и размерами 0,2-2,5 мм.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Технический результат - высокие потребительские характеристики (органолептические и физико-химические свойства) реагента для бурения, высокоэффективный, экономичный способ получения реагента для бурения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурных свойств раствора с одновременным снижением расхода полимера хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмаха.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности регулирования основных показателей бурового раствора, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.
Наверх