Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины в условиях наличия многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

При возникновении открытого газового фонтана, тем более с его возгоранием, первоочередной задачей является глушение скважины для перекрытия поступления пластового флюида из пласта на поверхность и прекращение пожара на устье.

Стандартное глушение газовых скважин с беспакерной компоновкой осуществляют путем подачи жидкости глушения в скважину через затрубное пространство, тем самым отбивая газовую пачку большим объемом жидкости глушения, которая не дает газовой пачке поступить из продуктивного пласта в скважину. В скважинах с пакерной компоновкой глушение проводят через трубное пространство на поглощение путем открытия циркуляционного клапана, расположенного над пакером, при этом над пакерным затрубным пространством выше циркуляционного клапана остается газовая пачка, не вытесненная жидкостью глушения. При стандартном глушении скважины жидкость глушения выбирают из условия недопущения кольматации продуктивного пласта твердыми частицами жидкости глушения с целью облегчения последующего освоения скважины. В условиях аномально низких пластовых давлений для предотвращения кольматации в пласте совместно с жидкостью глушения используют специальные блокирующие составы. При наличии ММП жидкость глушения должна обладать свойствами, препятствующими растеплению мерзлых пород, и быть не замерзающей.

Известен способ глушения газовой скважины с пакерной компоновкой закачкой блокирующей пачки в интервал перфорации путем продавки согласно расчету жидкости глушения в пласт и подачи блокирующей пачки в зону перфорации продуктивного пласта. Закачка блокирующего состава проводиться по колонне насосно-компрессорных труб с последующим закачиванием в скважину жидкости глушения [RU 2319827 С1, МПК Е21В 43/12 (2006.01), опубл. 2008].

Недостатком известного способа глушения скважины с пакерной компоновкой является невозможность обеспечения надежного глушения скважины, так как в затрубном надпакерном пространстве выше циркуляционного пакера после закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения остается газ, который в процессе ремонта скважины может выбросить из скважины саму жидкость глушения вместе с пакером и привести к открытому фонтану, а присутствие в жидкости глушения воды приводит к замораживанию НКТ. Аналогично выброс жидкости глушения и НКТ происходит и в беспакерной компоновке. При применении вместо воды в качестве жидкости глушения солевого раствора (рассолов или электролита) возникают условия по загрязнению продуктивного горизонта твердыми частицами, а использование в составе блокирующего материала минерального наполнителя, например карбоната кальция, затрудняет последующее освоение скважины, так как перед вызовом притока газа из пласта необходимо проводить кислотную обработку призабойной зоны пласта. Применение подогретой жидкости глушения, рассола или электролита может привести к растеплению ММП, а значит к увеличению вероятности возникновения газопроявлений и к последующему открытому газовому фонтану.

Известен способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в призабойную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава на основе тампонажного материала и последующего закачивания в скважину задавочной жидкости на углеродной основе [RU 2188308 С1, МПК7 Е21В 43/12, опубл. 2002].

К недостаткам способа можно отнести то, что в затрубном надпакерном пространстве после закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения также остается газ, который в процессе ремонта скважины может выбросить из скважины жидкость глушения вместе с НКТ. Кроме того, применение в качестве блокирующего материала тампонажных смесей загрязняет продуктивный пласт и затрудняет, при необходимости, последующее освоение скважины, так как перед вызовом притока газа из пласта необходимо разбурить блокирующий состав, состоящий из тампонажных материалов.

Недостатками известных способов глушения является низкая надежность и недостаточная скорость глушения скважины, а при наличии ММП - высока вероятность их растепления.

В процессе аварийного глушения фонтанирующей скважины задача сохранения фильтрационно-емкостных свойств пласта отпадает. На первое место выходит необходимость быстрейшего и надежного блокирования пласта с его кольматацией, так как чаще всего фонтанирующие скважины в дальнейшем ликвидируются. В процессе глушения необходимо исключить вероятность выброса колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) из скважины. Наличие жидкости глушения препятствует поступлению газовой пачки, которая, в свою очередь, помимо выброса НКТ, может привести к возникновению открытого газового фонтана с возгоранием, дальнейшему пожару на устье скважины из-за резкого снижения уровня жидкости глушения в стволе скважины.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, состоит в разработке способа аварийного глушения газовых скважин как с пакерной, так и с беспакерной компоновкой, включающего кольматацию призабойной зоны пласта, исключающего растепление ММП и устраняющего условия возникновения открытого фонтана и пожара.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности аварийного глушения фонтанирующих газовых скважин и блокирования (кольматации широкой зоны) призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) в условиях наличия многолетнемерзлых пород, характеризуется тем, что в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта - проппант, затворенный на водометанольном растворе (BMP), с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки, после чего закачивают блокирующий состав, который продавливают жидкостью глушения в скважину, с заполнением ячеек структурообразующей решетки и ствола скважины над структурообразующей решеткой, забоя и призабойной зоны пласта, при этом жидкостью глушения заполняют ствол скважины над блокирующим составом, указанный BMP взят в соотношении метанол : вода, равном 40:60, а жидкая смесь проппанта - в соотношении проппант : BMP, равном 1:1, в качестве блокирующего состава используют состав, включающий, мас. %: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5, указанный BMP - остальное, а в качестве жидкости глушения используют указанный BMP. Возможно при наличии в скважине давления утяжеление указанных блокирующего состава и жидкости глушения мраморной крошкой или микромрамором молотым, или баритом.

Заявляемое техническое решение предназначено для аварийного глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород при предотвращении или ликвидации фонтана и пожара на скважине с созданием непроницаемой для газа среды в пластовых условиях при одновременном снижении затрат на ведение аварийных работ.

Причинно-следственная связь между заявляемым техническим результатом и существенными признаками технического решения следующая.

Применение проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), обеспечивает создание первоначальной структурообразующей решетки в призабойной зоне пласта (ПЗП), являющейся основой-базой, упором для дальнейшего закачивания и размещения над ним и в ячейках решетки блокирующего состава без его глубокого проникновения в пласт, но обеспечивающего блокирование скважинной призабойной зоны пласта. Использование в качестве блокирующего состава бентонито-меловой композиции, загущенной ПАЦ-ВВ и затворенной на BMP, содержащей частицы с разными размерными характеристиками, обеспечивает застревание их в ячейках решетки и надежную кольматацию пласта. Мел при попадании в пласт создает закупоривающую пробку, а также работает как естественный штукатурный материал, а крупные частицы глинистого материала, взаимодействуя с ПАЦ-ВВ, BMP, набухают и тем самым создают прочную связь в решетке и в ПЗП с надежной кольматацией. ПАЦ-ВВ обеспечивает раствору необходимую вязкость, обеспечивает сцепление и устраняет растекаемость, и прокачивание блокирующего состава сквозь решетку. Соду (кальцинированную, каучуковую) добавляют для стабилизации характеристик блокирующего состава и снижения коррозионного воздействия на НКТ. Продавливание блокирующего состава осуществляют водометанольным раствором (BMP) и заполнение ствола скважины над блокирующим составом осуществляют BMP. Использование водометанольного раствора в качестве жидкости затворения проппанта и блокирующего состава, жидкости глушения позволяет устранить условия замерзания составов в скважине, расположенной в зоне ММП, и устранить необходимость применения подогретых растворов, а значит устранить растепление мерзлых пород. Впоследствии, при необходимости, после проведения аварийного глушения скважины и проведения необходимого комплекса работ блокирующий состав легко растворяется как кислотами, так различными типами растворителей, что позволяет при необходимости вернуть скважину в эксплуатацию.

При аварийном глушении фонтанирующей скважины закачка в пласт жидкой смеси проппанта, блокирующего состава и жидкости глушения позволит надежно блокировать требуемый интервал и перекрыть выход газа на поверхность, перекрыть фонтан и устранить пожар на устье. Приготовление используемых при осуществлении способа составов возможно на месте проведения работ и не потребует дополнительных материальных и вспомогательных ресурсов, имеющихся в наличии противофонтанных частей.

К основным преимуществам заявляемого способа аварийного глушения фонтанирующих скважин в условиях наличия ММП можно отнести: минимальные материально-технические ресурсы, способность подбора составов как по реологическим, так и по временным свойствам непосредственно под каждые пластовые условия, способность затворения на водометанольном растворе, доставку состава в пласт в смешанном и раздельном виде.

Проппанты - гранулированный сыпучий материал серого цвета различного фракционного состава размером 0,6-1,7 мм. Каждая гранула это керамическое изделие, полученное путем спекания, измельчения, компактирования и последующего высокотемпературного обжига специального фракционированного глинозема. При этом гранулы приобретают высокую механическую прочность, один квадратный сантиметр этого материала удерживает, не разрушаясь, значительный вес груза. Возможно использование полимерно-покрытых проппантов - керамических частиц (различной фракции), покрытых синтетическими смолами. Покрытие защищает зерно проппанта от разрушения при воздействии агрессивных сред и высоких циклических нагрузок. Под влиянием давления и температуры покрытие образует прочный каркас всей проппантной пачки, позволяющий удерживать проппант от обратного выноса. Преимуществами полимерно-покрытых проппантов являются дополнительная прочность; совместимость с большинством технологических жидкостей; улучшенная кислотостойкость; широкий температурный диапазон.

В качестве водометанольного раствора используют раствор, взятый в соотношении метанол: вода, равном 40:60. Экспериментально установлено, что именно такое пропорциональное соотношение обеспечивает требуемые свойства водометанольного раствора и его безопасность при производстве работ.

Бентонитовый глинопорошок - одна из форм глинистого материала природного происхождения.

ПАЦ-ВВ - полианионная целлюлоза высокой вязкости - порошковый или мелко зернистый материал от белого до кремового цвета, растворимость в воде 98%, отличается повышенной термостойкостью, используется для регулирования вязкости, придает структурно-реологические свойства.

Для приготовления составов использовали следующие компоненты: проппанты полимерно-покрытые (марки «Полипрол» ТУ 2458-102-14023401-2014), проппант (ОАО «Уралхимпласт»); бентонитовый глинопорошок марки ПБМГ (ТУ 2164-004-0013836-2006), зерновой состав 1,1 мм до 99,5%; мел технический марки МТД (ТУ 5743-020-05346453-2008, производитель «Шебекенский меловой завод»); ПАЦ-ВВ (ТУ 2231-015-32957739-00, ООО «Корунд», Башкортостан); сода кальцинированная по ГОСТ 5100-85. В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку МР-1, МР-2 (ТУ 5725-008-56864391-2007), микромрамор молотый (ТУ 5716-003-40705684-2001), барит марки КБ по ГОСТ 4682-84.

Выбор соотношений компонентов определяют применительно к конкретным условиям скважины и продуктивного пласта. Реологические параметры блокирующего состава, такие как удельный вес, вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, РН, подбирают с учетом пластовых условий.

Сначала готовят жидкую смесь проппанта путем перемешивания проппанта и BMP в соотношении Vп:Vвмр=1:1, где Vп - объем проппанта, Vвмр - объем водометанольного раствора. Затем готовят блокирующий состав. Предварительно готовят бентонито-меловую композицию путем перемешивания расчетного количества бентонитового глинопорошка и мела, соды, затворяют ее BMP, затем добавляют ПАЦ-ВВ. Состав перемешивают. Установлено, что для приготовления 1000 г блокирующего состава плотностью ρ=1,02 г/м3 необходимо взять 30 г (3%) бентонитового глинопорошка, 5,0 г (0,5%) мела и 5,0 г (0,5%) ПАЦ-ВВ, BMP 960 г (96,0%). Составы плотностью ρ выше 1,1 г/м должны содержать 80 г (8%) бентонитового глинопорошка, 15 г (1,5%) мела и 2 г (0,2%) ПАЦ-ВВ и соду 0,5% (5 г), BMP - 898 г (89,8%).

При необходимости добавляют утяжелить, причем утяжеление блокирующего состава и жидкости глушения, увеличение их плотности зависит от величины текущего пластового давления. При аномально низких пластовых давлений составы можно не утяжелять, при давлении, равном гидростатическому, можно использовать (до заданной плотности) в качестве утяжелителя мел или мраморную крошку, а при аномально высоких пластовых давлений - барит и другие аналогичные добавки.

Способ аварийного глушения фонтанирующей скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) в условиях наличия многолетнемерзлых пород осуществляют следующим образом.

Первоначально в фонтанирующую скважину через НКТ закачивают жидкую смесь проппанта (проппант, затворенный на BMP) с образованием на забое и в призабойной зоне пласта каркаса - структурообразующей решетки.

Затем в скважину закачивают блокирующий состав, затворенный на BMP, загущенном клеящим материалом ПАЦ-ВВ, состоящий из бентонитового глинопорошка крупного помола и мела. При необходимости в зависимости от величины пластового давления в состав добавляют соду и утяжелитель.

Блокирующий состав продавливают в глубину пласта до структурообразующей решетки и сквозь ячейки решетки жидкостью глушения на основе BMP, при необходимости, с утяжелителем (при пакерной компоновке жидкость глушения подают в НКТ и через открываемый циркуляционный клапан в затрубное надпакерное пространство, при беспакерной компоновке жидкость глушения подают через затрубное пространство во внутреннюю полость НКТ). При этом ствол скважины выше блокирующего раствора остается заполненным жидкостью глушения для создания противодавления на пласт и защиты зоны ММП от растепления. Таким образом, блокирующий состав находится в стволе скважины между ячейками структурообразующей решетки ниже жидкости глушения, на забое и в ПЗП.

При применении заявляемого способа прямое заполнение ствола расчетным объемом [Сулейманов А.В. и др. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин: Учеб. пособ. для техникумов. - М.: 1987. - 224 с.] блокирующего состава и жидкости глушения при определенных реологических свойствах позволит создать надежную блокирующую среду, способную постоянно либо временно заблокировать, причем достаточно быстро, требуемый интервал пласта.

Использование заявляемого способа аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранить резкое снижение уровня жидкости глушения в скважине и, следовательно, выброс НКТ, надежно заглушить скважину, снизить вероятность возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении быстро прекратить приток газа и ликвидировать фонтанирование.

1. Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) в условиях наличия многолетнемерзлых пород, характеризующийся тем, что сначала по колонне НКТ в скважину закачивают жидкую смесь проппанта - проппант, затворенный на водометанольном растворе (BMP), с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки, после чего закачивают блокирующий состав, который продавливают жидкостью глушения в скважину, с заполнением ячеек структурообразующей решетки и скважины над структурообразующей решеткой, забоя и призабойной зоны пласта, при этом жидкостью глушения заполняют ствол скважины над блокирующим составом, указанный BMP взят в соотношении метанол:вода, равном 40:60, а жидкая смесь проппанта - в соотношении проппант:BMP, равном 1:1, в качестве блокирующего состава используют состав, включающий, мас. %:

бентонитовый глинопорошок 3-8
мел 0,5-1,5
ПАЦ-ВВ 0,2-0,5
сода 0-0,5
указанный BMP остальное

а в качестве жидкости глушения используют указанный водометанольный раствор.

2. Способ аварийного глушения по п. 1, отличающийся тем, что при наличии в скважине давления осуществляют утяжеление указанных блокирующего состава и жидкости глушения мраморной крошкой или микромрамором молотым, или мелом, или баритом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне лифтовых труб пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления (СУ), герметически пропущенным через устьевую арматуру, регулировочный электроклапан (РЭК), включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом, и датчики телемеханической системы (ТМС), и стыковочный узел, сообщающийся с заборщиком флюида из нижнего пласта и состоящий из телескопически сопрягаемых штуцера, установленного на пакере, и ниппеля, пристыкованного к хвостовику, присоединенному к торцу электропривода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин с двумя горизонтальными стволами. Технический результат - повышение надежности конструкции для многостадийного разрыва пластов в горизонтальных стволах.

Группа изобретений относится к внутрискважинным системам регулирования расхода текучей среды двустороннего действия и может быть применена для регулирования притока пластовых текучих сред и выходного потока текучих сред нагнетания.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в скважинном эксплуатационном оборудовании. Оборудование включает эксплуатационную колонну и узел со скользящей муфтой.

Группа изобретений относится к оборудованию, используемому в работах, выполняемых в подземных скважинах и, в частности, к регулированию притока пластовых текучих сред и выпуска нагнетаемых текучих сред с сопротивлением потоку, зависящим от направления.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

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 тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород. Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе, взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.

Наверх