Буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2582197:

Третьяк Александр Александрович (RU)

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.

 

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части.

Известен буровой раствор для бурения скважин (Патент РФ на изобретение №2518287, опубл. 27.10.2000 г., МПК C09K 7/07), включающий нефтепродукт СМАД, карбоксиметил-целлюлозу, хлористый калий, воду.

К недостаткам вышеуказанного раствора можно отнести то, что раствор не обладает достаточной степенью смазки и ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола скважины не представляется возможным.

Известен буровой раствор, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 A1, опубл. 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СПС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода.

Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решает проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Известен буровой раствор, взятый за прототип «Высокоингибированный буровой раствор», патент RU №2303047, C1 опубл. 10.05.2006, МПК C09K 8/20, состоящий из бентонитовой глины, полианионной целлюлозы, хлористого калия, феррохромлигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотриметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя.

Недостатком этого раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве ингибирующего, не решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющихся глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, способствует возникновению дифференциальных прихватов.

Раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Задачей изобретения является разработка бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см3 за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка - 5-10, полианионная целлюлоза - 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, жидкая фаза - остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

Улучшение ингибирующего качества раствора возможно за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения реагентов-ингибиторов набухания глин:

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона K+, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Бишофит (MgCl·6H2O) - за счет присутствия иона магния Mg+ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы раствора и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения.

3. Ацетат калия (CH3COOK) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина - жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.

6. Метилсиликонат калия (CH3SiO2K) - за счет присутствия ионов К+ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную синергетически наиболее выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, бишофит, ацетат калия, ГКЖ-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ, анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) является регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется пента 465. Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 5,0%.

Оценено реологическое поведение предлагаемого раствора и установлена совокупность его математических моделей с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Промысловый опыт внедрения нового состава показал, что реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.

В таблице 1 представлены составы бурового раствора.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В растворомешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается затем полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH3COOK, CH3SiO2K, MgCl·6H2O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель, барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-х ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы.

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранной композиции химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего состава реагентов. Это и есть основная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и успешно сооружать вертикальные скважины, а также наклонно-направленные и горизонтальные.

Использование реагентов со свойствами ингибиторов позволяет осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.

Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиливается ингибирующая составляющая промывочной жидкости, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе, происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это также несет ингибирующую функцию, способствуя снижению гидратации и набухания, уменьшая выпучивание, текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. А это приводит к дополнительному улучшению раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: кi cp=1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Применение такой системы раствора позволяет успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор №8, имеющий параметры: плотность - 1,22 г/см3, вязкость - 40 с, водоотдача 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения - 0,06 (табл. 1).

Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами - ингибиторами.

При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;

2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

3) предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

5) показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

В заявленном растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 130°C.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - 0 см3/за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 - 35-40 секунд, пластическая вязкость - 20-40 мПа·С, СНС 1/10 минут - 15-20/20-30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16000 мг/л, содержание Cl- больше 30000 мг/л.

Буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 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; жидкая фаза остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации. Изобретение также относится к медленно застывающей композиции, используемой в указанном способе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - замедление сроков схватывания композиции, повышение её жизнеспособности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.
Наверх