Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах


 


Владельцы патента RU 2616893:

Батрак Алексей Николаевич (RU)
Сальников Сергей Александрович (RU)
Ашигян Дмитрий Григорьевич (RU)

Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах. Подготавливают водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0, соль аммония 1,5-2,8, комплексоны 0,1-0,8, комплексонаты или хелаты 0,1-2,7, ПАВ 0,2-1,0, вода пресная или минерализованная - остальное. Устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины. Осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов. Измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки. После достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21. Изобретение позволяет ограничить водоприток из пласта или обработанного пропластка в добывающую скважину и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.

 

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, и может быть применено в скважинах расположенных как в карбонатном, так и в терригенном коллекторах.

Из уровня техники известны следующие решения.

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтегазовой скважине, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство скважины в пласт изолирующих агентов, в частности цементного раствора (Авторское свидетельство №108441, опубликованное 07.04.1984).

Недостатком этого способа является сложность операций по закачке изолирующего агента в водонасыщенную часть и последующего цементирования. Кроме того, требуются дополнительные финансовые и трудозатраты для дальнейшего разбуривания цементного камня и пакера.

Также из уровня техники известен способ изоляции водопритоков в скважину (Патент РФ №2462585, опубликованный 27.09.2012), заключающийся в нагнетании полимерной композиции в обрабатываемый интервал скважины, подготовки водорастворимой полимерной композиции, содержащей эпоксифениленовую смолу, отвердитель и воду, введение в обрабатываемый интервал скважины полученной композиции, продавливание ее технологической жидкостью и проведение полимеризации композиции.

Недостатками этого способа являются чувствительность технологического процесса полимеризации к температуре в скважине - не соблюдение температурного режима может привести к преждевременному застыванию полимерного раствора в трубах скважины. Кроме того, такие составы обладают повышенной вязкостью, что не позволяет им проникать далеко в пласт - малая зона обработки пласта.

Наиболее близким аналогом к патентуемому решению является способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину (см. патент РФ №2515675, опубликованный 20.05.2014), включающий установку пакера для отсечения нижних пластов, циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, при этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

Недостатком известного способа является его продолжительность, связанная с достаточно долгой технологической выдержкой, необходимой для завершения процесса гелеобразования, большой расход рабочего реагента и трудоемкость процесса. В предложенном способе не происходит гелеобразование водоизоляционного состава, закачанного в первом цикле, вследствие этого нет необходимости подбирать время закачек при всех последующих циклах в зависимости от времени полного гелеобразования. Время обработки скважины в предложенном способе существенно меньше, чем в выявленном.

Таким образом, найденные решения не могут эффективно решить задачу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах при эксплуатации системы принудительного поддержания пластового давления.

Задачей патентуемого решения является устранение указанных недостатков.

Техническим результатом патентуемого решения является ограничение водопритока из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличение зоны охвата заводнением обрабатываемого пласта.

Заявленный технический результат достигается за счет осуществления способа ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, согласно патентуемому решению, готовят водный раствор из модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под торговой маркой «Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас. %:

хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0
соли аммония 1,5-2,8
комплексонаты 0,1-0,8
комплексоны или хелаты 0,1-2,7
ПАВ 0,2-1,0
вода пресная или минерализованная остальное

устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка, от затрубного пространства скважины и осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, при этом измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки, после достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в насосно-компрессорных трубах водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21.

Применение в растворе модификатора коллекторских свойств пласта хлорида натрия и/или хлорида калия в диапазоне от 0,1 до 7,0 мас. % в качестве утяжелителей водного раствора для лучшего его проникновения в пласт позволяет получить необходимую плотность раствора, одновременно насытив его солями щелочного металла и ингибировать набухание глинистых составляющих породы пласта. Кроме того, хлорид натрия и хлорид калия участвуют в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.

В качестве солей аммония могут использоваться, например, нитрат аммония, хлорид аммония, содержание которых в модификаторе выбирают в пределах от 1,5 до 2,8 мас. %. Использование солей аммония позволяет продлить период действия комплексонов, комплексонатов и хелатов, участвующих в формировании в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) выбирают любое вещество из ряда, например: Нефтенол К, МЛ-Супер, Синол-Кам и др., и используют в модификаторе в пределах от 0,2 до 1,0 мас. %. Использование в качестве ПАВ упомянутых веществ в указанных пределах позволяет снизить межфазное натяжение на границе раздела сред и облегчить проникновение водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под товарной маркой «Компонекс-21» в мелкие поры пласта.

Применение в композиции комплексонатов, например цинкового комплекса НТФ (нитрилотриметиленфосфонато - цинк натриевая соль) или цинкового комплекса ОЭДФ (гидрокси этилидендифосфонато - цинк динатриевая соль) - в диапазоне от 0,1 до 0,8 позволяет удалять продукты коррозии, нефти и других кольматирующих составов из обрабатываемой зоны пласта. Очищение зоны обработки от всех привнесенных в нее загрязнений является необходимым условием для прохождения реакции комплексообразования.

Применение в композиции комплексонов, например нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ кислоты), нитрилотриуксусной кислоты (НТУК) или этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДАТУК), или двунатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), или диэтилентриаминпентоуксусной кислоты (ДЭТАПУК), или транс-1,2-диаминциклогексатетрауксусной кислоту (ДАГТУК) в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет предотвратить образование отложения солей и растворить имеющиеся солеотложения в призабойной зоне пласта, что необходимо для предотвращения засорения пор обрабатываемой части пласта от выпадения солей из пересыщенных солевых растворов, а также позволяет удерживать ионы щелочных металлов в растворе, чтобы они не выпадали в осадок, а прореагировали с хелатными соединениями с целью образования требуемой ячеистой структуры.

Применение в композиции хелатов, в диапазоне от 0,1 до 2,7 позволяет провести реакцию структурообразования с созданием требуемой комплексной ячейки. Хелаты – это химические соединения, которые взаимодействуют (с образованием комплекса) с ионами металлов, изменяя химические свойства ионов металлов. Все многовалентные ионы металлов могут быть подвергнуты хелатированию. Хелатированная связь иона металла является обратимой и важнейшим фактором, при этом является рН раствора. Особенно для этих целей подходят аминополикарбоксилаты, например ряд аминополикарбоксилатов марки Dissolvine:GL-NA-33; GL-38; Н-40; D-K5-40; K2Н2. Таким образом хелаты создают сложные химические соединения с щелочными и щелочно-земельными металлами и способствуют быстрому формированию в порах пласта пространственной ячеистой гидрофобной структуры.

В результате испытаний опытным путем установлено, что использование комплексонов или хелатов в сочетании с другими компонентами модификатора Компонекс-21 для обработки пласта в указанных диапазонах согласно предложенному способу оказывает одинаковый эффект на водоизолирующую способность способа, поэтому можно использовать любые из них.

Установка пакера или двухпакерной сборки в скважину позволяет изолировать выбранный для обработки с целью ограничения из него водопритока перфорированный участок скважины от затрубного пространства скважины или части зоны перфорации в виде обводненного пропластка от остальной зоны перфорации и затрубного пространства скважины и закачивать водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 только в обрабатываемую область. Двухпакерная сборка применяется в случае обработки не всего пласта, а его части - пропластка.

Осуществление порционной закачки приготовленного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону скважины с выдержкой между закачками 10-12 часов, измерение давления на устье скважины в начале и в конце каждой закачки и окончательная продавка в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 при достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта, позволяет:

- при первой закачке сформировать в порах пласта пространственную ячеистую структуру, позволяющую уменьшить фазовую проницаемость по воде вследствие формирования в промытых водных интервалах пространственной гидрофобной структуры с изменением характера смачиваемости поровой поверхности с гидрофильного на гидрофобный и с делением существующих крупных водонасыщенных пор пласта - сети более мелких гидрофобных пор, создающих препятствие на пути протекающей через указанные поры воды,

- при второй и последующих закачках количество циклов закачки определяется ростом давления, наблюдаемым на устье скважины до величины не менее 20 МПа, позволяет достичь требуемого уплотнения сети возникших пор и таким образом достичь ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и вследствие этого снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин и увеличения зоны охвата пласта заводнением.

Описанный эффект основан на том, что водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта представляет собой органо-минеральный состав, молекулы которого за счет хемосорбции активно взаимодействуют с поверхностью порового пространства и формируют устойчивую структурированную гидрофобную ячеистую структуру. Взаимодействие реагента с породой пласта и/или капиллярно связанной водой определяется наличием в их кристаллических решетках атомов щелочно-земельных (кальция, магния), либо щелочных металлов (натрия, калия), то есть характерно для карбонатных пластов или терригенных с карбонатным типом цемента, либо терригенных пластов с глинистым типом цемента, но имеющих высокую степень содержания щелочных либо щелочно-земельных элементов в пластовых водах хлоркальциевого либо гидрокарбонатнонатриевого типа. Формирование такой структуры существенным образом меняет взаимодействие молекул фильтрующейся воды с обработанными поровыми поверхностями таким образом, что протекание воды через сеть уплотненных модифицированных гидрофобных пор значительно затруднено, а во многих случаях вообще невозможно, при этом и фазовая проницаемость породы относительно нефти также значительно уменьшается.

Время выдержки водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава от 10 до 12 часов было установлено опытным путем в лабораторных условиях при моделировании эксперимента на керне. Оно определялось как минимальное время, необходимое для прохождения реакции водного раствора модификатора указанного состава при любом соотношении компонентов в указанных диапазонах с породой керна и структурирования ячеистой структуры.

Благодаря порционной закачке в обрабатываемую зону пласта водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава с выдержкой 10-12 часов происходит уплотнение ячеистой структуры, созданной при продавке первой порции упомянутого раствора модификатора, и придание ей некоторой прочности. С каждой последующей продавкой упомянутого раствора в пласт размер пор в созданной структуре будет уменьшаться, что будет приводить к уменьшению фазовой проницаемости по воде. При достижении давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, осуществляют окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, что позволяет практически полностью предотвратить приток воды из пласта, точнее из той его части, которая подверглась такой обработке.

Количество порций определяют исходя из учета роста давления на устье при продавке каждой последующей порции и ограничено величиной достижения требуемого давления закачки или давления гидроразрыва пласта.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В предложенном способе ограничение водопритока в добывающих нефтяных скважинах, оборудованных установкой электрического центробежного насоса или штангового глубинного насоса, достигается путем проведения обработки призабойной зоны пласта через трубное пространство скважины.

Осуществляют отсечение пакером или двухпакерной сборкой перфорированной зоны либо ее части от затрубного пространства скважины с целью получения возможности осуществить закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 в обрабатываемую зону пласта при любых давлениях закачки в соответствии с теми целями, которые ставятся перед началом работ.

Готовят водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 указанного состава при указанном соотношении компонентов масс и аккумулируют его в автоцистерне.

Перемешивают в смесительной емкости указанный раствор до полного растворения модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 с помощью ЦА-320 и ППУ.

Проводят герметизацию устья скважины. Опрессовывают задвижки на герметичность. Закрывают скважину до начала проведения работ.

Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают первую порцию приготовленного раствора.

Измеряют начальное давление закачки на устье скважины.

Осуществляют выдержку водного раствора на реакцию в обрабатываемой зоне пласта в течение 10-12 часов.

Приготавливают следующую порцию водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21 или используют раствор, приготовленный ранее.

Измеряют давление на устье скважины.

Через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации скважины закачивают вторую порцию приготовленного раствора.

Измеряют давление на устье скважины.

Далее процесс закачки и выдержки повторяют до достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки на устье скважины на 20 МПа, но не превышающего величины давления гидравлического разрыва пласта. По достижению указанного давления закачку раствора в пласт прекращают.

Обработку скважины завершают окончательным продавливанием водой в пласт оставшегося раствора и оставляют скважину на реагирование на 72 часа.

Далее изобретение поясняется с помощью примеров.

Пример 1.

Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока в скважину проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пропластках, расположенных в эфейском пласте D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки).

Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3802 метров, пласты эфейский D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации:

D2st. (IVп.): 3606.6-3607.3 м.; 3611.5-3614.7 м; 3615,3-3616,4 м; 3617.3-3619.3 м; 3621.5-3622.8 м; 3624.6-3626.2 м, 3627.1-3628 м; 3630.7-3633.3 м.

D2ef. (IIIп.): 3652.9-3654.3 м; 3665.9-3666.6 м; 3676.1-3677 м; 3678.1-3678.9 м; 3681.8-3685.2 м; 3686.2-3689.2 м; 3692-3695.1 м; 3696.1-3700.6 м; 3706.4-3707.8 м; 3710.6-3712.7 м; 3713.5-3714.8 м; 3716.2-3717.5 м; 3718.6-3719.4 м; 3720.8-3723.4 м.

D2ef. (I+IIп.): 3724.9-3726.3 м; 3727.8-3728.4 м; 3729.1-3730.1 м; 3731.7-3732.7 м; 3734.3-3741.9 м; 3742.4-3749.1 м.

Всего: 59,7 м.

Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2973 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.

Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 54 м3, обводненность 78% и дебит по нефти 9,8 т в сутки.

Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта, содержащего, мас. %: хлориды калия - 6,0; комплексонаты (цинкового комплекса НТФ) - 0,8; хелаты (Dissolvine GL-NA-33) - 2,2; Нефтенол-ВВД - 1,0 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), нитрат аммония - 1,5; остальное - вода, общим объемом 28,0 м3 и аккумулировали его в автоцистерне.

Устанавливают пакер на глубине 3703 метра с целью отсечь обводненные пропластки пластов D2ef (III пачка) и D2ef (I+II пачки), расположенные в интервалах перфорации ниже 3703 метров с целью их обработки для ограничения водопритока в скважину. Закачивают в обрабатываемые пропластки первую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 12 м3. Начальное давление закачки на устье скважины равно 0 МПа.

Выдерживают на реакцию в пласте 12 часов.

Закачивают в обрабатываемые пропластки вторую порцию приготовленного водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 10 м3. Давление закачки на устье скважины - 18 МПа. Выдержка на реакцию в пласте 12 часов.

Закачивают в обрабатываемые пропластки третью порцию приготовленного водного раствор модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 6,0 м3. Давление закачки на устье скважины - 25 МПа.

Осуществляют продавку в пласт водного раствора из НКТ минерализованной водой удельным весом 1,02 г/см3. Давление продавки на устье скважины (25 МПа).

Выдерживают модификатор в пласте 72 часа для протекания реакции и запускают электрический центробежный насос в работу.

Результаты обработки.

Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 9,0 м3, обводненность 8,8% и дебит по нефти 8,0 т в сутки.

Пример 2.

Опытно-промысловые испытания описанного способа ограничения водопритока скважинной продукции и повышения дебита нефти проводились на нефтяном месторождении республики Коми на добывающей скважине в пласте D2st.

Устройство скважины: эксплуатационная колонна 168,3 мм, текущий забой (глубина скважины) 3667 метров, пласты: эфейский D2ef (III пачка) и старооскольский D2 st (IV пачка). Интервалы перфорации: D2st. (IVп.): 3433-3434.4, 3439-3440, 3441.4-3442.2, 3444-3446.8, 3447.8-3449.6, 3454.8-3457.8, 3460.6-3462, 3468.6-3471.6, D2ef. (IIIп.): 3528-3530, 3537.4-3539.6, 3544.4-3547.8. Скважина оборудована электрическим центробежным насосом 45-2700, спущенным на насосно-компрессорной трубе диаметром 73 мм на глубину 2930 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10 МПа.

Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 80 м3/сут, обводненность 87% и дебит по нефти 8,32 т в сутки.

Приготовили водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, содержащий, мас. %: хлориды натрия - 1,0; комплексоны (нитрилотриуксусной кислоты (НТУК)) - 2,6; комплексонаты (цинк НТФ 0,39) - 0,2; Синол-Кам - 0,2 (в качестве катионноактивного поверхностно-активного вещества), хлорид аммония - 2,8, вода - остальное, общим объемом 30,0 м3 и аккумулировали его в накопительной емкости.

Устанавливают пакерную сборку: верхний пакер на глубине 3420 метра, а нижний пакер на глубине 3520 метров с целью отсечь от обработки пласт D2ef (III пачка), расположенный в интервалах перфорации ниже 3525 метров с целью обработки пласта D2 st (IV пачка) для снижения обводненности и увеличения дебита нефти. Закачивают в обрабатываемый пласт приготовленный объем водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 30 м3. Давление на устье скважины в начале закачки - 0 МПа. Давление в конце закачки – 21 МПа. Выдержка на реакцию в пласте – 144 часа.

Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 27,4 м3, обводненность 0,18% и дебит по нефти 27,35 т в сутки.

Таким образом, заявленный способ позволяет ограничить водоприток из пласта или обрабатываемого пропластка в добывающую скважину с целью снижения обводненности скважинной продукции и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.

Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, характеризующийся тем, что готовят водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0
соли аммония 1,5-2,8
комплексоны 0,1-0,8
комплексонаты или хелаты 0,1-2,7
ПАВ 0,2-1,0
вода пресная или минерализованная остальное,

устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины и осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов, при этом измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки, после достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

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.
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

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.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления среднеплотных и легковесных керамических проппантов с насыпной плотностью 1,4 – 1,55 г/см3 из шихты на основе смеси термообработанного природного магнийсиликатного сырья и кварцполевошпатного песка.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью. Состав включает 36%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118, пресную воду, 86,5%-ную муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор ГФ-15МПС. Технический результат заключается в получении кислотного состава, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах. 3 табл., 4 пр.
Наверх