Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

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, в частности к ремонтным водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах.

Известен состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость и спиртосодержащий раствор [Патент РФ №2032068, 1995].

Одним из недостатков этого состава является низкая эффективность и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод в суперколлекторах, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.

Известен состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий раствор унифлока, медный купорос (CuSO4) и раствор этилсиликата (ЭТС-32) [патент РФ №2196877, 2003].

Одним из недостатков этого состава является недостаточные адгезия и прочность образующегося при отверждении материала.

Известен состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, включающий кремнийорганическую жидкость, поливиниловый спирт и алюмосиликатные микросферы [Патент РФ №2211306, 2003].

Одним из недостатков этого состава является невозможность проведения работ по изоляции пластовых вод в низко- и среднепроницаемых коллекторах, т.к. геометрические размеры микросфер не позволяют закачать (задавить) состав в поровое пространство водонасыщенного коллектора.

Известен состав для ремонтно-водоизоляционньгх работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий жидкое стекло, кремнефтористый натрий и гашеную известь [Патент РФ №2242606, 2004].

Одним из недостатков этого состава является недостаточная прочность на сжатие (разрушение) и изгиб, что ограничивает его применение при ликвидации заколонных перетоков (наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной).

Известен состав для ремонтных работ в скважинах, включающий гидрофобную кремнийорганическую жидкость, этилсиликат и диатомит [Патент РФ №2529080, 2014 г.].

Недостатками этого состава являются низкая адгезия по отношению к породе и металлу обсадной колонны, а также недостаточная прочность на сжатие (растяжение) и изгиб. Отсюда - ограничение применения при ликвидации заколонных перетоков (наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной), установке водоизоляционных экранов и др.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции водопритока, в котором изоляционный состав включает в себя микродур, сульфацелл, этиленгликоль и воду [Патент 2456431,2012 г.].

Одним из недостатков способа, при использовании в нем вышеназванного состава, является его низкая гидрофобизирующая (селективная) характеристика. В частности, при проведении ремонтно-изоляционных работа (РИР) по ограничению (ликвидации) притока подошвенной воды (конуса) путем установки изоляционного экрана в плоскости ВНК существует большая вероятность загрязнения (тампонирования) части продуктивного пласта.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке состава для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, обеспечивающего изоляцию воды в коллекторах любой проницаемости и их закрепление в прискважинной зоне пласта (ПЗП), а также ликвидацию межпластовых (заколонных) перетоков, ликвидацию подошвенной воды (конуса), ремонт эксплуатационных колонн.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном водоизоляционном составе, включающем микродур RU, сульфацелл, этиленгликоль и воду, в отличие от прототипа состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах содержит микродур U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное.

Микродур - это особо тонкое минеральное вяжущее вещество с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава.

Технология изготовления микродура разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA-BAU GmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff AG» (Германия) и защищена Европейским патентом.

Согласно европейской классификации микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Spinor (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), микродур RU (ООО Дюккер Хофф, г. Сухой лог - Россия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д.И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Microdur (Германия, Дюккерхоф). Microdur - это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Microdur отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Microdur: S, F, U, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 1).

Микродур по сравнению с наиболее распространенным вяжущим цементом обладает рядом преимуществ: оптимальное (по времени) затвердевание, высокая водоудерживающая способность, благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия «Микродур» обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии сопоставима с бездисперсными вяжущими, что позволит закачку тампонажного материала на основе микродура в радиальные каналы без каких-либо затруднений. Преимуществом микродура является также экологическая и санитарная безопасность.

Основные характеристики ОТДВ «Микродур» марки R-U представлены на таблице 2 [Стандарт организации СТО 17466563-001-2011 «Рекомендации по инъекционному закреплению грунтов с применением особо тонкодисперсного минерального вяжущего (ОТДВ) «Микродур» Правила проектирования и производства работ», Москва, 2011 г.].

Таблица 2 - Основные характеристики ОТДВ «Микродур» марки R-U

В практике все шире внедряются комплексные добавки, изменяющие сразу несколько параметров тампонажных смесей. Однако использование готового комплекса не всегда может обеспечить оптимальные дозировки входящих в комплекс добавок, поэтому для грамотного применения следует четко знать его состав (кроме комплексов с однонаправленным действием добавок).

В качестве водоредуцирующих добавок используются пластифицирующие добавки.

Полифункциональный модификатор «PFM-ISO» - это комплексный продукт на основе полиметилененнафталинсульфонатов натрия, стабилизирующих веществ с гидрофобизирующими компонентами, обспечивающий повышенные требования по прочности и долговечности получающегося цементного (микродурного) камня. Не содержит веществ, вызывающих коррозию оборудования [http://souztechmet.ru/polifunkcionalnyy-modifikator-sht, дата публикации 19.10.2007 г.].

Гидрофобизирующий полифункциональный модификатор «PFM-ISO» повышает пластичность цементного (микродурного) камня без снижения его прочностных характеристик (показателей) [http://souztechmet.ru/polifunkcionalnyy-modifikator-sht, дата публикации 19.10.2007 г.].

Гидрофобизирующий полифункциональный модификатор «PFM-ISO» разработан и выпускается компанией «Штайнберг».

Технические характеристики гидрофобизирующего полифункционального модификатора «PFM-ISO» представлены в таблице 3 [http://souztechmet.ru/polifunkcionalnyy-modifikator-sht, дата публикации 19.10.2007 г.].

Пластифицирующие добавки способны увеличить подвижность тампонажных смесей («разжижать» их) без изменения расхода воды.

Помимо увеличения подвижности бетонных смесей суперпластификаторы могут использоваться в растворах с целью: повышения прочности, морозостойкости, непроницаемости, сокращения сроков тепловлажностной обработки (полное или частичное сохранение расхода цемента при сокращении расхода воды); сокращение расхода цемента (сохранение подвижности бетонной смеси и В/Ц с уменьшенным расходом воды).

Суперпластификатор «F-10» - это продукт на основе конденсации нафталинсульфокислоты и формальдегида, не содержит веществ, вызывающих коррозию, обладает стабилизирующим действием [http://betonidobavki.ru/products/superplastificiruyushchie/superplastifikator-shataynberg-f-10. дата публикации 12.06.2009 г.].

Суперпластификатор «F-10» разработан и выпускается кампанией «Штайнберг» [http:/betonidobavki.ru/products/superplastificiruyushchie/superplastifikator-shtaynberg-f-10, дата публикации 12.06.2009 г.].

Технические характеристики «F-10» представлены в таблице 4.

Суперпластификатор «F-10» позволяет получать при оптимальных дозировках высокопластифицированные растворы, при минимальном значении вода/цемент, позволяя значительно долго сохранить подвижность и однородность бетонных смесей. Повышенная степень гидратации цемента при меньшем В/Ц за счет диспергирующего действия позволяет достигать значительные значения ранней прочности, повышая прочность конечную (марочную) [http://betonidobavki.ru/products/superplastificiruyushchie/seperplastifikator-shataynberg-f-10. дата публикации 12.06.2009 г.].

В предлагаемом изобретении набор ингредиентов позволяет получить состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с высокими технологическими параметрами при производстве следующих видов работ:

- изоляция воды в коллекторах любой проницаемости;

- крепление слабосцементированных коллекторов в ПЗП;

- ликвидация заколонных перетоков;

- ликвидация притоков подошвенной воды (конуса);

- ремонт эксплуатационных колонн.

Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в данном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.

Разработанный состав можно применять для водоизоляции и крепления коллекторов любой проницаемости, поскольку он закачивается в пласт в виде маловязкого раствора, а образование тампонажного материала происходит непосредственно в пласте, для наращивания цементного кольца в заколонном пространстве скважины, ремонта эксплуатационных колонн и др.

Лабораторные исследования заключались в определении возможности использования данных реагентов для получения твердого, закупоривающего поровое пространство коллектора, материала и его, коллектора, закрепления.

Исследования проводили в три этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала. Результаты сведены в таблицу 5.

Вторым этапом работ являлось исследование кинематической вязкости и статического напряжения сдвига тампонажных растворов. Результаты исследований представлены в таблице 6.

Третьим этапом работ являлось исследование образовавшегося тампонажного камня на сжатие через 2, 7, 28 суток твердения. Результаты исследований представлены в таблице 7.


Наиболее оптимальная дозировка полифункционального модификатора PFM-ISO в % от массы цемента - 1,0-1,2.

Наиболее оптимальная дозировка суперпластификатора F-10 в % от массы цемента - 0,9-1,3.

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



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

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.

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.

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 относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

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%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора.

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 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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа. Способ предназначен для бурения горизонтальных стволов скважин большой протяженности в условиях поглощения буровых растворов. Технический результат - уменьшение коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины, поглощения промывочной жидкости и гидравлического прижатия бурильной колонны к стенкам скважины за счет ввода в буровой раствор универсального физико-химического компонента. По способу в буровой раствор, минуя систему очистки, вводят упругий механический наполнитель. Этот наполнитель выполняют в виде резиновой крошки с гидрофильной поверхностью и эффективным диаметром ее частиц, большим 1/3 поперечного размера трещин и пор. Таким образом подготовленный наполнитель – резиновую крошку обрабатывают абсорбирующим маслом. Сверху по маслу резиновую крошку обрабатывают мылом с возможностью образования антифрикционного покрытия, обеспеченного химическими связями с этой крошкой.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Описан эмульгатор инвертных эмульсий, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, жирную кислоту в соотношении 2:1 и углеводородный растворитель, при этом эмульгатор содержит в качестве жирной кислоты олеиновую кислоту, а в качестве углеводородного растворителя - бензолсодержащую фракцию, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - углеводородный растворитель. Технический результат – упрощение процесса приготовления эмульгатора, повышение агрегативной устойчивости эмульсий, улучшенная технологичность процесса и сокращение материальных затрат. 3 табл.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды. Способ снижения сдвигового разложения ПЭО при введении водной текучей среды, содержащей ПЭО, в ствол скважины, включающий введение указанной среды, дополнительно содержащей НП, и снижение трения указанной среды, где НП препятствует сдвиговому разложению, и воздействие на ПЭО сдвиговым усилием, где НП защищает ПЭО от разрушения, где массовое соотношение ПЕО и НП в указанной среде от 20:1 до 1:20 и количество ПЭО составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион. Способ гидравлического разрыва, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва и снижение трения указанной среды, где указанная среда состоит из воды, смеси, включающей ПЭО и НП, расклинивающего наполнителя, агента, препятствующего набуханию, или как расклинивающего наполнителя, так и агента, препятствующего набуханию, где среду вводят в при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и где массовое соотношение ПЭО и НП составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО с помощью НП. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности снижения трения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.,3 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств и улучшение структурных показателей бурового раствора. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-2,10; структурообразователь - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; крахмал или декстрин 0,5-3,0; в качестве дополнительного структурообразователя катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду - остальное. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости стенок ствола скважины при одновременном снижении расхода полидадмаха. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; в качестве структурообразователя - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5; воду остальное. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусную кислоту 15,0-40,0; фтористоводородную кислоту 1,0-3,0; тетранатриевую соль этилендиамин-N, N, N', N'-тетрауксусной кислоты трилон В 0,5-4,0; тринатриевую соль N-(гидроксиэтил) этилендиаминтриуксусной кислоты трилон D 1,5-6,0; аммоний хлористый 3,0-7,0; N-лаурил-β-иминодипропионат натрия Deriphat 160 С 0,5-2,0; ингибитор коррозии 2,0-6,0; воду остальное. 2 ил., 3 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

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.

Наверх