Полимер-эмульсионный буровой раствор



Полимер-эмульсионный буровой раствор
Полимер-эмульсионный буровой раствор
Полимер-эмульсионный буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2612040:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора. Полимер-эмульсионный буровой раствор содержит комплексный реагент Unidrill, состоящий из органических кислот, являющихся пластификаторами, гидрофобизаторов и ингибиторов, причем пластификаторы представляют собой соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов, а гидрофобизаторы - соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов и с солями бромоводородной кислоты, а ингибиторы представляют собой микрогели, при следующем соотношении ингредиентов бурового раствора, мас.%: реология - Xhantan Gum 0,2-0,5; фильтрация - Fitter Check 2-2,5; фильтрация - РАС-LV 0,5-1; ингибитор – MgO 0,5-2; карбонат кальция 5-50; комплексный реагент Unidrill 25-30; дисперсная среда – вода остальное; смазывающая добавка СБУ-ДР 5-10 от объема. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при вскрытии продуктивных пластов в осложненных условиях, при бурении разупрочненных, активных, неустойчивых глинистых горных пород, наклонных и горизонтальных скважин в условиях высоких температур и высоких пластовых давлений.

Предпосылки для создания изобретения. Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Девонские отложения являются одними из основных объектов эксплуатационных работ на нефть на территории Ромашкинского месторождения. В процессе бурения при прохождении пород покрышек девонского возраста, представленных глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, наблюдаются осложнения, сопровождающиеся обвалообразованиями, водопроявлениями и поглощениями. Необходимо снизить влияние негативных факторов, влияющих на устойчивость ствола скважин. Для этого применяются различные типы буровых растворов, которые позволяют минимизировать или устранять данный вид осложнений.

Для решения проблем при вскрытии сбросовой тектоники, осложненной эрозионными врезами (кыновскими глинами), необходимо применять новые комплексные буровые растворы, отвечающие за многие факторы. Так, при вскрытии кыновских аргиллитов (особенно при зенитных углах более 50°), необходимо подбирать комплекс воздействия:

1) пластификации (при котором все кулоновские силы, связывающие частицы глины, переходят в ионные), при этом при пластовом давлении более 10 атм наблюдается начальное уплотнение разупроченной горной породы;

2) после перехода горной породы на стадию ионного обмена (активной фазы) необходимо проводить ингибирование, причем данная стадия должна проходить в два этапа:

- капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения, каналы которых способны потенциально увеличиваться в размерах;

- упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующими.

Известен раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий полиэлектролит ВПК-402 в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости и дополнительно содержащий жидкие углеводороды (Патент РФ №2492208, кл. C09K 8/24, «Катионноингибирующий буровой раствор»).

Недостатком данного раствора является то, что он недостаточно эффективен при вскрытии истощенных горных пород, а наличие жидких углеводородов препятствует соблюдению условий охраны окружающей среды.

Существует буровой раствор, содержащий воду, многоатомный спирт, биополимер, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, ацетат натрия и бактерицид и дополнительно включающий талловое масло, хлористый калий и глинопорошок ПБМВ (Патент РФ №2501828, кл. C09K 8/20, «Спиртовой буровой раствор»).

Недостатком существующего бурового раствора является многокомпонентность его состава, влекущая за собой сложность приготовления и использования.

Наиболее близким к заявляемому полимер-эмульсионному буровому раствору является принятый нами в качестве наиболее близкого аналога, то есть прототипа, буровой раствор PremiumGel, представляющий собой раствор на основе гидрогелей солей с содержанием твердой фазы, и имеющий следующий состав, мас. %:

CaCl2 23
комплексный минерализатор Bau DF MK 7
NaOH 0,2
комплексный реагент Bau DF Riomix 2,0-3,0
карбонат кальция (по расчету) 5-75
смазка для буровых растворов Bau DF Lube+ 5,0-10,0
дисперсная среда (вода) остальное

Данный буровой раствор применяется в процессах бурения при вскрытии разупрочненных, истощенных горных пород (Сборник докладов II открытой научно-практической конференции «Актуальные проблемы строительства и ремонта нефтегазовых скважин», г. Геленджик, 2013 г., С. 30-33, копия прилагается).

Недостатками указанного бурового раствора являются наличие твердой фазы, непродолжительное время сохранения устойчивых параметров раствора, что создает репрессию на пласт и вероятность гидроразрыва и не сохраняет фильтрационную корку, тем самым препятствует сохранению стабильности стенок ствола скважины, а также длительное время бурения.

К явным недостаткам известного бурового раствора можно отнести также соблюдение повышенных мер безопасности, применяемых при работе с легковоспламеняющимися жидкостями, предупреждение попадания реагентов на открытые участки тела, оборудование помещений приточно-вытяжной вентиляцией, а сброс отработанного раствора должен производиться в амбары, имеющие надежную гидроизоляцию и обвалку, в результате данный комплекс мер приводит к удорожанию бурового раствора.

Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а именно сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора и условий охраны окружающей среды, а также уменьшение его стоимости.

Поставленная задача решается применением полимер-эмульсионного бурового раствора, содержащего следующие компоненты, мас.%:

реология - Xhantan Gum 0,2-0,5
фильтрация - Fitter Check 2-2,5
фильтрация - РАС-LV 0,5-1
смазывающая добавка - СБУ-ДР 5-10 от объема
ингибитор - MgO 0,5-2
карбонат кальция 5-50
комплексный компаунд - Unidrill 25-30
дисперсная среда - вода остальное

Unidrill - комплексный компаунд различных реагентов:

- солей щавелевой кислоты;

- оксидов амфотерных металлов;

- солей бромоводородной кислоты;

- микрогелей.

Соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов способствуют пластификации горной породы (превращая ее в подобие пластилина), при этом оксиды временно не дают разрушиться аргиллитам на катионно-анионном уровне. Данная комбинация в составе с солями бромоводородной кислоты способствует высокой гидрофобизации самой горной породы, что препятствует проникновению воды в микроканалы, а также сохраняет чистоту вскрытия коллектора продуктивного пласта.

Микрогели - ингибиторы, позволяющие отверждать разупрочненную структуру аргиллитов. К тому же в связке с солями бромоводородной кислоты образуется синергетический эффект: уменьшение липкости корки и силы трения, позволяющий проходить многометровые интервалы горизонтальных участков с минимальным содержанием смазывающих реагентов.

Компоненты бурового раствора:

1. Xhantan Gum (Биполимер ксантанового типа), ТУ 2458-010-82330939-2009, с изм. №№1-5, реология.

2. Fitter Check (экструзионный крахмалсодержащий реагент на основе ржи), СТО 0190450908-001-2013, фильтрация.

3. PAC-LV (полианионная целлюлоза низковязкая, ПАЦ-НВ, Оснопак марка Н-Т), ТУ 2231-011-63121839-2010, с изм. №№1, 2, фильтрация.

4. СБУ-ДР (смазывающая добавка для буровых растворов), ТУ 2458-001-6824973-2011.

5. Unidrill (модификация реагента Силином ВН-М, ТУ 2145-014-13002578-2008 и Формиат Натрия, ТУ 2432-008-50685486-2004 Марка Б), комплексный компаунд.

Описанные выше эффекты совместно позволяют строить скважины практически во всех интервалах разупрочненных аргиллитов любых профилей и длин, поскольку упрочняющий эффект длится на всем протяженном участке, позволяя сохранять номинальным диаметр ствола скважины при широких диапазонах свойств самого полимер-эмульсионного бурового раствора.

Изобретение поясняется графическими материалами.

В таблице 1 приведено сравнение заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора с прототипом.

На фигуре представлен анализ динамики освоения коллектора.

Предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор был внедрен на объектах ОАО «Татнефть» в 2013 году.

За период успешного проведения опытно-промышленных работ было пробурено 13 скважин: 6479 г, 4605 г, 21337 г, 24689 г, 24757 г, 29364 г, 29365 г, 4996 г, 3005 г, 8621 г, 10933, 6044 и 4063.

Скважины пробурены без осложнений и в короткие сроки. Также отмечается тот факт, что использование минимальной плотности полимер-эмульсионного бурового раствора 1350 кг/м2 на скв. 6479 г, 24689 г и 8621 г позволяет увеличить скорость бурения в сложных интервалах, а также препятствовать гидроразрыву пласта, что влияет на качество цементирования и оптимизацию затрат на строительство всей скважины в целом.

Так, затраты на строительство скважин с применением заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора составляют (таблица 1) по сравнению с прототипом Premium Gel.

Все оцениваемые скважины имели одинаковый метод вхождения в кыновский горизонт и условия бурения. Анализ применения полимер-эмульсионного бурового раствора показывает, что предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор подходит для вскрытия под любым зенитным углом в разупрочненных горных породах, склонных к эрозии и обвалам.

Анализ динамики освоения коллектора показывает (см. фигуру), что полимер-эмульсионный буровой раствор также рекомендован к первичному вскрытию продуктивного пласта.

Полимер-эмульсионный буровой раствор характеризуется следующими преимуществами: он не содержит твердой фазы, сокращает время бурения (от 5 до 14 суток по сравнению с применением Premium Gel от 8 до 144 суток).

В процессе бурения наблюдается сохранение устойчивости параметров полимер-эмульсионного бурового раствора при плотности ≈ 1350 кг/м3, по сравнению с Premium Gel, при котором устойчивость ствола достигается при плотности ≈ 1500 кг/м3, т.е. создается меньшая репрессия на пласт, уменьшается вероятность гидроразрыва пласта и не требуется поэтапного утяжеления полимер-эмульсионного бурового раствора при прохождении кыновских горизонтов.

Объем приготовленного полимер-эмульсионного бурового раствора на строительство скважин значительно меньше, чем у прототипа (см. графу 3 табл.1).

Стоимость предлагаемого полимер-эмульсионного бурового раствора существенно ниже ≈ 17500 рублей (по сравнению с Premium Gel ≈ 26000 рублей) в результате минимального количества смазывающих реагентов.

Отмечены положительные результаты применения полимер-эмульсионного бурового раствора, в том числе:

- предотвращение гидратации и набухания глин;

- высокая седиментационная устойчивость;

- сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта;

- увеличение механической скорости бурения;

- данный раствор не содержит углеводородов, так как применяются соли органического происхождения, которые биоразлагаемы и экологически безопасны;

- высокое качество технологических процессов, позволяющих строить скважины любых профилей и длин.

Полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий воду, комплексный реагент, ингибитор и смазывающую добавку, отличающийся тем, что раствор содержит комплексный компаунд Unidrill, состоящий из органических кислот, являющихся пластификаторами, гидрофобизаторов и ингибиторов, причем пластификаторы представляют собой соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов, а гидрофобизаторы - соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов и с солями бромоводородной кислоты, при этом ингибиторами являются микрогели при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

реология - Xhantan Gum 0,2-0,5
фильтрация - Fitter Check 2-2,5
фильтрация - РАС-LV 0,5-1
смазывающая добавка - СБУ-ДР 5-10 от объема
ингибитор - MgO 0,5-2
карбонат кальция 5-50
комплексный компаунд - Unidrill 25-30
дисперсная среда - вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений (ГМ) и газоконденсатных месторождений (ГКМ), в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация 50-200 г/л) и высокое содержание УВК до 50%. Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и газовый конденсат, из газовых и газоконденсатных скважин, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ Полиэтиленгликоль - 4000, дополнительно содержит НПАВ Синтанол АЛМ-10, а также анионное ПАВ Натрий додецилсульфат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полиэтиленгликоль–4000 70-80, Синтанол АЛМ-10 - 5-10, Натрий додецилсульфат 15-25. Технический результат - обеспечение эффективного удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и УВК, из газовых и газоконденсатных скважин технологией использования целевого ПАВ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения. Техническим результатом изобретения является нелинейное повышение показателей качества и эффективности строительства скважин гидромеханическим уплотнением ствола до градиента горного давления. Способ обработки ствола скважины включает подачу гидромониторных струй бурового раствора на стенки скважины в процессе бурения, введение в него портландцемента с концентрацией 3÷4% вес. для формирования в приствольной зоне мгновенно твердеющего зацементированного экрана глубиной до 50 мм, повышающего гидромеханическую прочность ствола скважины при действии репрессии в интервале 0,20÷0,23⋅10-1 МПа/м, а при депрессии - в интервале 0,3÷0,5⋅10-1 МПа/м. Гидромеханическую кольматацию ствола скважины проводят одновременно с бурением при скорости истечения бурового раствора из насадки 30÷150 м/с с частотой вращения долота 0,5÷2,5 с-1 и силой динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс. Время контакта пятна струи и горной породы составляет 0,01÷0,001 с. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, крепление трещины разрыва закачкой жидкости-носителя с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, проведение ГРП, стравливание давления и извлечение колонны труб из скважины. Спуск колонны труб с пакером в скважину производят так, чтобы нижний конец колонны труб находился выше кровли пласта на 1,5 м, определяют общий объем гелированной жидкости по следующей формуле: Vг=k⋅Hп, где Vг - общий объем гелированной жидкости, м3; k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11; Hп - высота интервала перфорации пласта, м, производят закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, оставшийся объем гелированной жидкости используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом крепление трещины выполняют в два этапа, причем на первом этапе осуществляют закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, в количестве 30% от общего количества проппанта, а на втором этапе - закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 20/40 в количестве 70% от общего количества проппанта с наполнителем стекловолокном в количестве 1,5% от веса проппанта, закачанного на втором этапе, производят разгерметизацию пакера и извлекают колонну труб с пакером из скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий неионогенное и анионоактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, содержит в качестве НПАВ - неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N-метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с м.м. 1-16⋅106 г/моль и степенью гидролиза от 20 до 30% и минерализованную воду с минерализацией 0,6 - 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ 9-8 или АФ 9-12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Технический результат – повышение эффективности вытеснения остаточной нефти после заводнения. 3 табл., 18 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. В способе изготовления магнийсиликатного проппанта, содержащего 18-30 мас. % MgO, из сырья на основе природного магнийсодержащего компонента и кварцполевошпатного песка, включающем предварительный обжиг природного магнийсодержащего компонента, его помол с кварцполевошпатным песком, грануляцию материала, обжиг сырцовых гранул и их рассев, в качестве природного магнийсодержащего компонента используют серпентинит Баженовского месторождения, содержащий в пересчете на прокаленное вещество, мас. %: SiO2 38-46; MgO 38-46; Fe2O3 6-12; СаО 0,2-2,1; Аl2O3 0,05-1,1; Cr2O3 0,2-0,7; NiO 0,1-0,45; MnO 0,05-0,25; K2O 0,002-0,2; Na2O 0,06-0,5; микропримеси – остальное, предварительный обжиг указанного серпентинита и обжиг сырцовых гранул производят со скоростью подъема температуры более 150°C/ч. Магнийсиликатный проппант характеризуется тем, что он получен указанным выше способом. Технический результат - увеличение коэффициента восстановления проппанта при сохранении его прочностных характеристик 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 сначала со сверхлегким проппантом фракции 40/80 меш с концентрацией 200 кг/м3, а затем с кварцевым мелкозернистым песком с размером зерен 0,1-0,25 мм концентрацией 600 кг/м3. После чего производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракцией 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 800 кг/м3, последней порцией закачивают RCP-проппант с концентрацией 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; повышении качества крепления трещины в призабойной зоне пласта и исключении выноса проппанта в скважину при последующем освоении. 4 ил.
Наверх