Состав для обработки призабойной зоны пласта



Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта
Состав для обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2581859:

Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах. Технический результат - повышение эффективности состава за счет добавок ПАВ, что приводит к улучшению смачиваемости разрушаемой глинистой корки, содержащей соединения бария, и переводу ее в подвижное состояние за счет снижения межфазного натяжения и расклинивающего эффекта, что вызывает снижение адгезии бурового раствора с породой коллектора, его диспергацию и перевод в подвижное состояние и способствует последующему извлечению из призабойной зоны и ее очистке. Результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ и получен приготовлением товарной формы - концентрата, включающим растворение 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, добавление при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагрев до 60°C, добавление при перемешивании оставшейся части трилона-Б и затем последовательное добавление оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ с последующим разбавлением полученного концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %: трилон-Б 45,0, гидроксид щелочного металла 6,0, ПАВ 3,0, вода - остальное. 5 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД - и сверхглубоких скважинах.

Основным методом восстановления естественной проницаемости коллектора ПЗП в добывающих скважинах является использование кислотной обработки. Использование кислотных обработок приводит к частичному растворению глинистой корки и другого кольматирующего материала, который поступает в ПЗП в ходе первичного вскрытия пласта при бурении.

Известен состав для обработки ПЗП для интенсификации притока жидкости, включающий водный раствор гипохлорита кальция - Са(ClO)2×2H2O с добавкой неионогенного ПАВ типа «дисолван» (патент РФ №2209957, 2003). Недостатком его является малая эффективность при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных и полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, причем сильный окислитель - гипохлорит кальция - не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.

Известен состав для интенсификации притока нефти из коллектора с АВПД, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты [Ланчаков Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. // Обз. информация. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - с. 11-13; с. 39-40]. Недостатком этого способа является низкая эффективность при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, содержащие барит, так как рабочий агент действует в основном на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.

Известен способ химической обработки призабойной зоны пласта для интенсификации притока нефти, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O с добавкой неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ типа «дисолван» [патент РФ №2209957. - М.: ФИПС, 2003]. Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция - не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.

Наиболее близким техническим решением - прототипом является состав для обработки ПЗМ (патент РФ №2232879, Е21В 43/22, 2004), содержащий, масс. %: трилон-Б 0,035-28,0, гидроксид щелочного металла 0,05-7,0, вода остальное, полученный растворением гидроксида щелочного металла в воде, затем введением трилона-Б при перемешивании до полного растворения и введением оставшейся воды. Указанный состав эффективен только при циклической закачке его с использованием щелочного буферного раствора на метанольной или углеводородной основе при коэффициенте соотношения буферного раствора и состава, равном 1-1,5, и при длительной продолжительности выдержки как буферной жидкости, так и указанного состава, а также требует значительных объемов промывочных растворов, при этом возрастают длительность процесса и эксплуатационные затраты на его проведение. Содержание в растворе трилона-Б более 28,0 экономически и технологически неэффективно, так как при этом количество растворяющегося сульфата бария увеличивается весьма незначительно и возникают сложности при приготовлении растворов такой концентрации, к тому же при соответствующей концентрации растворов по щелочи требуются дополнительные затраты при регенерации. При содержании щелочи менее 0,05 в растворе падает растворяющая способность раствора, а при содержании в растворе щелочи более 7 также падает растворяющая способность способа.

Недостатком указанного состава является низкая степень взаимодействия состава со слежавшимися остатками барита, которые покрыты защитной пленкой из продуктов реакции, что не позволяет в полной степени очистить поровое пространство и обеспечить приток.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности удаления остатков слежавшегося барита с повышением степени очистки порового пространства.

Указанная задача решается тем, состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ - и получен приготовлением товарной формы - концентрата, включающим растворение 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, добавление при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагрев до 60°C, добавление при перемешивании оставшейся части трилона-Б и затем последовательное добавление оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ с последующим разбавлением полученного концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %:

В заявленном составе основным действующим компонентом является трилон-Б (тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты), получаемый синтетическим путем при взаимодействии цианистого натрия и формальдегида с раствором этилендиамина, обладающий способностью в щелочной среде как частично растворять, так и диспергировать (переводить во взвешенное состояние) соединения тяжелых металлов, в том числе бария. В свою очередь, введение ПАВ в щелочной среде способствует количественному переводу нерастворимых соединений бария при отношении трилона-Б к соединениям Ва+2 как 1:1. В качестве щелочного металла может быть использован любой известный щелочной металл, наиболее доступным является натрий. В качестве ПАВ возможно использование различных анионоактивных, катионоактивных, неионогенных ПАВ, в т.ч. таких неионогенных ПАВ, как неонол АФ9-12, ОП-10, анионогенных - Алдинол-50, Неонол РХП-20, Нефтенол МЛ, катионактивных - Нефтенол К, ИВВ-1, Неонол РХП-1. Можно предположить, что трилон-Б образует с молекулами ПАВ координационно ненасыщенные промежуточные комплексы, которые в свою очередь легко вступают во взаимодействие с солями Ва+2 и продуктами их реакции, переводя их в растворимые соединения. Кроме того, состав обладает ингибирующими свойствами по отношению к глинам и препятствует их набуханию, в связи с чем возможно проведение профилактической очистки скважины от возможного загрязнения сульфатредуцирующими и другими видами микроорганизмов, что увеличит положительный эффект от проведения на скважине мероприятия.

Состав готовят следующим образом. Первоначально растворяют 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла, в данном случае натрия, в 46 масс. % воды, затем при непрерывном перемешивании добавляют 23 масс. % трилона-Б, производят нагрев до 60°C, после этого в раствор, непрерывно перемешивая, добавляют остаток трилона-Б в 22 масс. % до полного растворения и на завершающем этапе добавляют остаток гидроксида натрия в 2,9 масс. % и 3 масс. % ПАВ. Время приготовления товарной формы составляет 1 час. Полученный состав в виде водного раствора можно загружать в железнодорожные цистерны или использовать для длительного хранения. Затем концентрат разбавляют водой в соотношении 1:0,06-111 для получения требуемой концентрации компонентов исходя из состояния ПЗП.

Предлагаемая рабочая форма состава была испытана на морозостойкость прибором Баумана-Фрома (ГОСТ 18995.5-73). Определенная таким образом температура кристаллизации составила от -8° до -10°C, что затрудняет применение состава в части его сохранения в условиях крайнего Севера. Предлагаемая товарная форма состава была испытана на морозостойкость прибором Баумана-Фрома. Определенная таким образом температура кристаллизации составила -30°C, что позволяет хранить и применять товарную форму условиях Крайнего Севера.

Эффективность состава была подтверждена лабораторными исследованиями. Изучено влияние величины/степени диспергации соединений бария.

ПРИМЕРЫ

Пример 1 (Прототип)

Барит технический (BaSO4) - труднорастворимый реагент, используемый при бурении скважин для утяжеления буровых растворов. Активный реагент на основе трилона-Б, предлагаемый для использования с целью очистки призабойной зоны скважин от барита, имеющий состав (вес. %):

Цель испытаний: проверка возможности растворения и удаления соединений барита активным реагентом на основе трилона-Б.

Методика проведения исследований

В мерные стеклянные цилиндры помещалась навеска барита, добавлялось 30 мл активного реагента на основе трилона-Б, содержимое цилиндров перемешивалось и отстаивалось в течение 20 минут. После этого измерялась исходная высота выпавшего плотного осадка (нерастворимый в воде барит). Результаты фиксировались как базовые значения. Цилиндры с осадком в течение 40 часов выдерживались при температуре 80°C при периодическом помешивании. Через 40 часов замерялась высота выпавшего из раствора осадка.

Примечания:

1. Для проведения реакции с активным составом использовались навески с количеством барита, близким к расчетному, которое теоретически реагирует с трилоном-Б, содержащимся в 25-30 мл активного реагента. С учетом того что с 1 молекулой трилона-Б вступает в реакцию 1 молекула барита, расчетное количество барита составляет 2,8 г.

2. После обработки барита активным составом на основе трилона-Б на дне цилиндра наблюдался осадок, состоящий из 2-х слоев: нижний слой - плотный серый порошкообразный (барит, не прореагировавший с трилоном-Б, верхний слой - рыхлый, подвижный (легкоудаляемый продукт реакции).

Результаты исследований представлены в таблице 1.

Как следует из представленных данных (Табл. 1), при воздействии равного объема активного реагента на основе 15%-го трилона-Б (30 мл) количество растворенного барита за одно и то же время различно в зависимости от исходного содержания барита в растворе. Так, при исходном содержании барита, соответствующем расчетному по трилону-Б (позиция №3), за 40 часов в реакцию вступило около 59%. Однако при исходном содержании барита, превышающем расчетное примерно в 1,5 раза (позиция №4), реакция по трилону-Б прошла на 99,6%. Отмеченный факт согласуется с существующей в теории закономерностью: скорость реакции зависит от исходной концентрации реагентов и снижается при их уменьшении. Следовательно, при постоянной концентрации трилона-Б в активном растворе для более полного прохождения реакции с небольшими количествами барита время реакции следует увеличить.

По результатам исследований необходимо отметить (Табл. 1):

1. Активный состав на основе трилона-Б (трилон-Б - 15%, NaOH - 2%, вода - остальное) может быть использован для удаления из призабойной зоны скважин труднорастворимого барита, который применялся в процессе бурения.

2. При применении активного реагента на основе трилона-Б для растворения барита в растворе образуются рыхлые легкоподвижные хлопья, удаление которых необходимо предусмотреть при проведении обработок скважин.

3. При постоянной концентрации трилона-Б в активном реагенте время прохождения реакции зависит от количества барита находящегося в зоне реакции.

За 40 часов 1 тонна активного реагента может растворить:

- при исходном содержании барита, соответствующем расчетному по реакции (94 кг), - не менее 59 кг барита (выход реакции 59%);

- при исходном содержании барита, соответствующем 1,8 от расчетного (180 кг), - не менее 99 кг барита (выход реакции 99%).

Пример 2.

Барит технический (BaSO4) - труднорастворимый реагент, используемый при бурении скважин для утяжеления буровых растворов. Активный реагент на основе трилона-Б, предлагаемый для использования с целью очистки призабойной зоны скважин от слежавшегося барита, имеющий состав (весовые %):

Цель испытаний:

Проверка полноты растворения и удаления барита активным реагентом на основе трилона-Б, содержащим различные количества ПАВ (катионактивный ПАВ на основе четвертичной аммониевой соли).

Методика проведения исследований соответствует Примеру 1. Концентрат разбавляют водой в соотношении 1:2.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Оптимальным является полученный заявленным путем раствор трилона-Б, содержащий КПАВ в концентрации 1%.

Время реакции составило 6 часов при температуре 80°C. Вес прореагировавшего барита определяли по соотношению исходной высоты его навески и высоты оставшегося нижнего слоя.

Как следует из представленных данных (Табл. 2), при воздействии равных объемов активного реагента на основе 15%-го трилона-Б с различным содержанием катионактивного ПАВ изменяется количество прореагировавшего барита.

Добавка ПАВ (катионактивный) в активный раствор на основе трилона-Б дает увеличение его растворяющей способности по отношению к бариту в сравнении с вариантом предлагаемом в прототипе.

Введение катионактивного ПАВ в концентрации 1-5% повышает эффективность реакции на 20-30%.

Пример 3.

Барит технический (BaSO4) - труднорастворимый реагент, используемый при бурении скважин для утяжеления буровых растворов. Активный реагент на основе трилона-Б, предлагаемый для использования с целью очистки призабойной зоны скважин от барита, имеющий состав (весовые %):

Цель испытаний:

Проверка полноты растворения и удаления барита активным реагентом на основе трилона-Б, содержащим различные количества ПАВ (анионактивный и неионогенный).

Методика проведения исследований соответствует примеру 1:

Результаты исследований представлены в таблицах 3 и 4.

Оптимальным является полученный заявленным путем раствор трилона-Б, содержащий АПАВ в концентрации 3%.

Оптимальным является полученный заявленным путем раствор трилона-Б, содержащий НПАВ в концентрации 5%.

Время реакции составляло 6 часов при температуре 80°C. Вес прореагировавшего барита определяли по соотношению исходной высоты его навески и высоты оставшегося нижнего слоя.

Как следует из данных, представленных в таблицах 3 и 4, при воздействии одинакового объема активного реагента на основе 15%-го трилона-Б с различным содержанием ПАВ изменяется количество прореагировавшего барита. Также изменяется количество прореагировавшего барита от типа ПАВ.

Таким образом, из результатов, представленных в таблицах 3 и 4, следует:

Добавка ПАВ (анионактивный ПАВ или неионогенный ПАВ) в активный раствор на основе трилона-Б также дает изменение его растворяющей способности по отношению к бариту.

Оптимальной концентрацией анионактивного ПАВ, дающей увеличение растворяющей способности активного реагента на основе трилона-Б по отношению к бариту, является 3%. При этом эффективность реакции повышается на 26%.

Оптимальной концентрацией неионогенного ПАВ, дающей увеличение растворяющей способности активного реагента на основе трилона-Б по отношению к бариту, является 5%. При этом эффективность реакции повышается на 25%.

Результаты лабораторных исследований свидетельствуют о том, что добавки различных типов ПАВ (катионактивных, анионактивных и неионогенных) при указанном пути получения состава увеличивают растворяющие и диспергирующие свойства состава-прототипа и такие составы могут быть рекомендованы к применению в различных условиях. Также добавка ПАВ приводит к гидрофобизации коллектора, что повышает его фазовую проницаемость по нефти повышает дебит скважины.

Таким образом, заявленный состав обеспечивает повышение эффективности проводимой на скважине обработки за счет улучшения смачиваемости разрушаемой глинистой корки, содержащей соли бария, и перевода их в подвижное состояние за счет снижения межфазного натяжения и расклинивающего эффекта, что вызывает снижение адгезии бурового раствора с породой коллектора, его диспергацию и перевод в подвижное состояние, а также способствует последующему извлечению из призабойной зоны и повышению степени ее очистки.

Пример. 4

Цель испытания: получение морозостойкой товарной формы.

Методика проведения исследований: в стеклянную колбу объемом 250 мл заливается 40 г воды и 2,7 г каустической соды. Рабочая масса перемешивается до полного растворения. Затем в колбу при постоянном перемешивании добавляется порционно трилон-Б в количестве 20 г. Этим способом достигается максимальное насыщение, которое получили в известных способах. Смесь нагревается на водяной бане и в реакционную массу порционно догружается трилон-Б до момента прекращения его растворения. На последнем этапе (третьем) в раствор добавляется каустическая сода и ПАВ до получения соотношения по трилону-Б 15:2:1.

Результаты эксперимента приведены в таблице 5.

Как следует из данных, представленных в таблице 5, при нагревании водного раствора каустической соды с трилоном-Б повышается растворимость последнего. При нагреве выше 60°C изменение предельной концентрации незначительно, т.е. раствор приблизился к своему максимальному насыщению по трилону-Б.

Предлагаемая товарная форма состава была испытана на морозостойкость прибором Баумана-Фрома (ГОСТ 18995.5-73). Температура кристаллизации раствора составила -30°C, что позволит хранить товарную форму состава и применять в условиях крайнего Севера.

Таким образом, для получения товарной формы с концентрацией трилона-Б 45% масс., гидроксида щелочного металла 6% масс. и ПАВ 3% масс. необходимо: первоначально растворить 3,1% масс. гидроксида щелочного металла в 46% масс. воды, непрерывно помешивая добавить 23,0% масс. трилона-Б, произвести нагрев раствора до 60°C, после этого непрерывно помешивая добавить остаток трилона-Б в 22,0% масс. и на завершающем этапе добавить остаток гидроксида щелочного металла 2,9% масс. и ПАВ 3% масс. Время приготовления товарной формы составляет 1 час.

Товарная форма предлагаемого состава для снижения экономических затрат на доставку от базы производства до места применения и хранения содержит трилон-Б - 45%, гидроксид щелочного металла - 6%, ПАВ - 3%, остальное вода. В этом случае для получения рабочего состава с содержанием основного действующего вещества - трилона-Б - в диапазоне масс. % 0,035-28,0 необходимо провести разбавление товарной формы водой при соотношении 1:0,6-111.

С целью повышения эффективности применения исходного состава на основе трилона-Б, предлагаемого для удаления труднорастворимого осадка барита из нефтяных скважин, целесообразно использовать активный состав на основе трилона-Б, содержащий ПАВ (весовые %):

При этом необходимо предусмотреть операцию удаления образующегося рыхлого осадка (продукта реакции барита и предлагаемого состава). Добавление ПАВ (0,1-5%) в рекомендованный исходный состав на основе трилона-Б не только повысит эффективность его применения для удаления из скважин соединений барита, но и позволит при этом ингибировать набухание глин и провести профилактическую очистку призабойной зоны скважины от возможного загрязнения сульфатредуцирующими и другими видами микроорганизмов, что увеличит положительный эффект от проведенного на скважине мероприятия.

Состав для обработки призабойной зоны пласта на основе хелатного комплекса, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ и приготовлен из товарной формы (концентрата), полученной путем растворения 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, с последующим добавлением при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагреве до 60°C, добавлении при перемешивании оставшейся части трилона-Б, последовательном добавлении оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ путем разбавления концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %:

Трилон-Б 45,0
Гидроксид щелочного металла 6,0
ПАВ 3,0
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %: этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня. Способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих включает определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок. При удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала. Далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки. При удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг 100, вода 100-120, композиция на основе натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0, композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5, композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15. 1 табл.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования. Буровой раствор на водной основе содержит катионную соль полиаминокарбоновой кислоты в щелочном pH выше 9,0. 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0. Технический результат - повышение универсальности смеси и возможности использования в условиях низких температур. 1 табл.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях. Буровой раствор для бурения содержит, мас. %: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкую фазу остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины. Гель для обработки скважин содержит более 1 мас.% полиакриламида, сшитого неметаллическим сшивающим агентом. Неметаллический сшивающий агент содержит полилактам. Технический результат - получение геля, обладающего хорошим контролированием гелеобразования в скважине. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 ил.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас. % до примерно 70 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента и где гидравлический цемент присутствует в количестве от примерно 30 мас. % до примерно 50 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента. Изобретение также относится к композиции для ускорения роста прочности цементирующей композиции. 3 п. и 22 з.п. ф-лы, 9 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах. Безглинистый ингибирующий буровой раствор содержит понизитель фильтрации - высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий, ингибирующую добавку - Гликойл, структурообразователь - ксантановый биополимер, смазочную добавку, воду и адгезионно кольматирующую добавку, в качестве которой используется углеродный продукт - гранулированная сажа, мелкодисперсный сферический графит, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,4-1,0, углекислый калий - 5,0-20,0, Гликойл - 1,0-2,0, ксантановый биополимер - 0,3-0,4, углеродный продукт - 0,5-1,5, смазочная добавка - 0,5-1,0, вода - остальное. Результатом является получение высокоингибирующего состава для сохранения стабильности литифицированных глинистых пород, обладающего кольматирующей, ингибирующей и смазочной способностью. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх