Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

 

Настоящее изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Известен способ предотвращения притока пластовых вод и выноса песка из пласта в призабойную зону добывающих нефтяных скважин, основанный на том, что в пласте создают водоизолирующий и укрепляющий экран путем закачки в него песчано-цементной смеси [Г.А. Зотов и др. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987, с. 15].

Недостатком способа является относительно низкая эффективность, обусловленная низкой фильтруемостью песчано-цементной смеси, что не позволяет создать необходимого по глубине проникновения в пласт водоизолирующего и укрепляющего пласт экрана.

Кроме того, способ трудоемок и требует разбуривания оставленной в интервале призабойной зоны скважины пробки, образующейся из цементно-песчаного раствора и повторной перфорации скважины.

Известен также способ [RU 1461868 A1, Е21В 33/138, 28.02.1989], основанный на том, что производят крепление призабойной зоны пескопроявляющих нефтяных скважин путем создания в заколонном пространстве скважины искусственного отвержденного пористого полимерного фильтра, который создают путем закачки полимерного состава в призабойную зону, причем после отверждения состава его обрабатывают теплогенерирующим пенообразующим составом в количестве, обеспечивающем 30-100% объема порового фильтра, и содержащим в своем составе следующие компоненты при их соотношении, мас. %: хлористый аммоний 23-25; нитрит натрия 20-30; кислота 0,05-2,0; сульфонол 0,2-1,0; вода - остальное, а после истечения времени реагирования состава скважину промывают для выноса из фильтровой зоны закупоривающих поровое пространство частиц.

Недостатком этого способа является относительно высокая сложность, связанная с проведением операции закачки в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывкой и обработкой данного состава различными растворителями и пенообразователями с целью вымывания из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью.

Кроме того, известен способ [RU 1506066 A1, Е21В 43/08, 07.09.1989], основанный на образовании и регулировании обратного потока внутри бурильной колонны труб и вне ее, согласно которому создают циркуляцию промывочной жидкости в керноприемнике путем периодического создания в нем перепада давления и образования обратной циркуляции, при этом, периодическое создание перепада давлений в зоне осуществляют возбуждением волнового процесса в промывочной жидкости.

Недостатком способа являются его относительно высокая сложность и относительно низкая эффективность.

Помимо указанных выше известен способ [RU 1795087 A1, Е21В 43/08, 15.02.1993], заключающийся в обсаживании фильтром интервала вскрытия пласта в скважине, вводе в зафильтровую полость пласта зернистого материала с нейтральной плавучестью в пластовой жидкости и размером зерен больше отверстий фильтра и периодическое воздействие на фильтровую зону импульсами давления в процессе последующего отбора из скважины жидкости.

Недостатком этого способа также является его относительно низкая эффективность, обусловленная низкими пескоизолирующими свойствами у жидкостного суспензионного фильтра с нейтральной плавучестью твердых частиц.

К известным можно отнести и способ [US 4091868, Е21В 33/138, 30.05.1978], включающий закачку в высокопроницаемые слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину - предварительно катализированной смолы, твердения его и формирования в зоне перфорации скважины гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды с вытеснением его водой в зону закупорки, и эксплуатацию скважин

Недостатком этого известного способа также является относительно низкая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ, [RU 2108454 C1, Е21В 43/32, 33/138, 10.04.1998], включающий закачку в обводненный нефтяной пласт двух реагентов, реагирующих с образованием нерастворимого в воде осадка, причем в пласт закачивают 35-40% водный раствор едкого натра, буферную пачку пресной воды и аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК) при соотношении едкий натр: АРНК 1-1,5: 2-3 по объему.

По сравнению с описанными выше способами этот способ обладает рядом преимуществ, в частности, отсутствует необходимость прогревания скважины, т.к. разогрев происходит в процессе химической реакции, подачу суспензии в пласты осуществляют за счет давления, создаваемого выделяющимся водородом, который способствует и образованию пор, а выделение в ходе реакции тепла, обеспечивает возможность спекание суспензии с песком, приводящее к образованию фильтрующей силикатной структуры в призабойной зоне.

Однако наиболее близкое техническое решение обладает относительно высокой сложностью, обусловленной, в частности, сложностью выполнения операции закачки реагентов в обводненный нефтяной пласт, поскольку это требует обеспечения давления закачки от 80 атм и более, и низкой эффективностью относительно снижения уровня выноса песка.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности относительно снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.

Требуемый технический результат заключается в повышении эффективности и обеспечении, на этой основе, снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе, заключающемся в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента, согласно изобретению в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%, при этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти, после чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти, затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм, при этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70.

На чертеже представлены: на фиг. 1 - динамика забойного давления с начала разработки; на фиг. 2 - динамика изменения обводненности по скважине №5015; на фиг. 3 - график изменения забойного давления по скважине №5015,горизонт: 475 Тульский за 01.01.2015-05.11.2015, на фиг. 4 - пример технологической реализации способа, где обозначены 1 - эксплуатационная колонна, 2 - продавочная жидкость, 3 - безводная нефть (буфер), 4 - соляная кислота, 5 - безводная нефть (верхний слой), 6 - гранулированный магний + безводная нефть, 7 - безводная нефть (нижний слой), 8 - пласт песчаника, 9 - нефтевоз, 10 - насосный агрегат, 11 - кислотный агрегат, 12 - технологическая жидкость (соль-вода), 13 - трубы НКТ.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин осуществляется следующим образом.

Способ предотвращения выноса песка в добывающих нефтяных скважинах заключается в закачке в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, создающего блокирующий флюидопроницаемый экран, состоящий из смеси солей магния и песчаника (фиг. 4).

Обработку пласта осуществляют при последовательной закачке в нефтяную добывающую скважину гранулированного магния (применяется гранулированный магний МГП-99 согласно ТУ 1714-004-43055164-2004, размер частиц 1,0-2,0 мм, содержание Mg-99,8%, который, например, в мерной емкости 6 м3 механически перемешивается с безводной нефтью в пропорциях на 1 м3 нефти 50 кг Mg) и закачке соляной кислоты (стандартной концентрации 24%) под давлением 20-70 атм. Давление закачки при реализации способа может изменяться от Р=20 атм до Р=70 атм, что определяется коллекторскими свойствами пласта, его пористостью и проницаемостью. При таком диапазоне давлений все компоненты гарантированно прокачиваются в пласт, где происходит основная реакция. Если произойдет резкий скачок давления, то обратной промывкой компоненты можно вымыть в желобную систему. Приемистость пласта от агрегата ЦА-320 желательна в диапазоне от 2,5 л/сек и выше и давление от Р=20 атм до Р=70 атм.

При продавливании в пласт магния, затворенного на безводной нефти, и соляной кислоты следят за изменением давления: после добавления кислоты давление в скважине поднимается до 150-180 атм, держится на данном уровне 10-15 мин, последующий момент падения давления до 30-50 атм служит признаком завершения реакции.

Реакция металлического магния с соляной кислотой является сильно экзотермическим процессом:

Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г)+Q.

Расчеты показывают, что при 35°С на 1 моль магния выделяется 320 кДж тепла. Для 200 кг магния эта величина составляет 2630 МДж.

Уравнение реакции Mg+2HCl→MgCl2+H2.

1. Расчет выделенной теплоты при Т=25°С

Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г),

ΔQ=-ΔН,

ΔQ - тепловой эффект химической реакции,

ΔН - энтальпия образования соответствующего вещества, табличные величины

ΔН=ΔН[продукты]-ΔН[исходные]=(ΔH[MgCl2]+ΔН[H2])-(ΔH[Mg]+2*ΔН[HCl])=(-644,8+0)-(0+2*(-163,5))=-317,8 кДж/моль.

При 25°С на 1 моль магния выделяется 317,8 кДж тепла

2. Расчет выделенной теплоты при Т=35°С

Учитывается изменение энтальпии при повышении температуры.

Поскольку температура повышается незначительно (ΔТ=35-25=10°С), энтальпия и теплоемкость Ср изменяются также незначительно:

ΔН35=ΔН25РΔТ.

Для Mg: Ср=0,0246 кДж/(моль*К), и ΔН35=ΔН25РΔТ=0+0,0246*10=0,246 кДж/моль.

Получаются изменения порядка десятых долей, а общая погрешность порядка единицы.

При 35°С на 1 моль магния выделяется примерно 320 кДж тепла; 200 кг магния - 8,23*1000 моль.

При 35°С на 200 кг магния выделяется примерно 2630 МДж тепла.

Часть этой энергии уходит на нагревание и ее составляющих, а также прилежащих пород.

При закачке раствора соляной кислоты в скважину, наполненную соответствующим количеством магния, происходит экзотермическая реакция, приводящая к повышению давления до 150-180 атм., вследствие выделения газообразного водорода, а также к повышению температуры внутри скважины. В данных условиях происходит формирование хлорида магния, который спекается с песком, формируя твердую пористую фильтрующую систему, проницаемую для нефти и малопроницаемую для песка.

Мольное соотношение магния и соляной кислоты составляет от 1:2,25 до 1:2,70. Точная стехиометрия реакции составляет 1:2 (Mg:HCl), но поскольку реакция экзотермическая, происходит разогрев смеси и HCl может улетучиваться из раствора, поэтому необходим некоторый избыток кислоты. Экспериментально установлено, что достаточно в интервале от 1:2,25 до 1:2,70, поскольку увеличение избытка кислоты вызывает ухудшение экономических показателей способа, а наличие непрореагировавшей кислоты может препятствовать образованию пористого экрана.

Как следует из описания регламента обработки скважины предлагаемым способом, он достаточно прост в исполнении, а для его осуществления не требуется применения каких- либо дефицитных или дорогостоящих реагентов. Реализация предлагаемого способа осуществляется с помощью стандартного нефтепромыслового оборудования: бригада капитального ремонта скважин, агрегаты ЦА-320 (цементировочный насосный агрегат высокого давления), кислотовоз, нефтевоз, водовоз.

Расход материалов при данной технологии:

1. Гранулированный магний 40-60 кг на 1 метр мощности перфорированного пласта.

2. Кислота соляная (HCl 24%) от 0,5-0,77 м3.

3. Количество нефти товарной от 0,5 до 0,75 м3.

4. Количество образующегося вещества MgCl2 от 157 до 235 кг.

Предварительно в скважину закачивается «буфер» на основе товарной нефти в количестве 0,3 м3, затворяется расчетное количество магния на товарной нефти («буфер» 0,3 м3 нефти, расчетное количество соляной кислоты HCl 24%).

Буфер на основе безводной нефти закачивается, чтобы смесь нефть + магний, до того как закачивалась в пласт, не реагировали с пластовой водой.

Обратная промывка пластовой водой обязательна. Она производится после того, как полностью пройдет реакция магния с кислотой. Трубы НКТ-2,5 допускаются до забоя, производится промывка до чистой воды.

Способ характеризуется относительной дешевизной используемых конструкций и материалов, недолгим временем воздействия (~2 часа).

Примеры использования предложенного способа

Вышеописанная технология по устранению выноса песка была произведена на добывающей скважине №1405 Урнякского месторождения, НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын», республика Татарстан.

Скважиной №1405 вскрыт продуктивный пласт на глубине 1385-1388 м (бобриковский горизонт).

Перфорированная мощность составила 3 м, терригенная порода содержит несцементированные песчаники.

В процессе освоения и эксплуатации скважины происходил вынос песка, что приводило к неоднократным ремонтам глубинно-насосного оборудования. Перед проведением капитального ремонта с применением предлагаемой технологии, были произведены две обработки призабойной зоны с использованием технологии закачки хлористого кальция, которые не дали стабильного эффекта.

Регламент обработки скважины с целью предотвращения выноса песка включал следующие операции:

- обратную промывку скважины пластовой водой удельного веса 1,160 г/см3 с доспуском пера до забоя скважины;

- определение приемистости пласта при Р 30-40 атм, приемистость составила 47,5 м3/час;

- подъем НКТ на 50 м выше кровли пласта на глубину 1335 м;

- закачка «буфера» в V=l м3 безводной нефти при открытой затрубной задвижке;

- приготовление и закачка в НКТ реагирующего состава на основе безводной нефти в V=2 м3 добавлением 100 кг гранулированного магния, диаметр гранул 1-2 мм;

- закрытие затрубной задвижки;

- закачка «буфера» на основе безводной нефти в V=0,5 м3;

- закачка по НКТ HCl-24% в V=2,5 м3 и продавка реагентов в пласт пластовой водой в V=5 м3 при Рнач=0 атм, Ркон=70 атм;

- закрытие скважины на реагирование на 1 час (после реагирования давление снизилось до 50 атм);

- стравливание избыточного давления до Р=0 атм;

- спуск НКТ до забоя скважины, обратная промывка в V=10 м3; освоение скважины методом свабирования, до получения скважинной продукции с нейтральным рН и обводненностью 4%;

- спуск глубинно-насосного оборудование ВНШ-10 с верхним приводом.

Для выполнения технологии применяется стандартное нефтепромысловое оборудование с использованием агрегата ЦА-320 и кислотовоза с насосным агрегатом, водовоз, нефтевоз.

Скважину запустили в эксплуатацию в декабре 2012 г. с режимом <Qж=5 м3/сут (из них 4,4 т в сутки нефть), что не отличается от начального дебета после освоения скважины.

За послеремонтный период эксплуатации скважина работает со стабильным дебетом. Вынос песка по результатам контрольных проб нефти не наблюдается. В динамике забойных давлений и процентного содержания воды в продукции не прослеживается значительных изменений и даже наблюдается стабильность с момента ремонта, что в дальнейшем предусматривает проведение мероприятий по увеличению отбора скважинной жидкости. В настоящее время скважина находится в эксплуатации.

По той же методике провели закрепление песка в эксплуатационной скважине №5015 Тавельского месторождения НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын». Объект разработки Тульский горизонт нижнего карбона, перфорированная мощность пласта 4 м.

Скважина была пробурена в январе 2015 года, сразу после ввода в эксплуатацию выявилось активное пескопроявление, что привело к выходу из строя глубинно-насосного оборудования. При ремонте было принято решение произвести ликвидацию выноса песка с применением технологии «хлористого кальция», что не дало ожидаемого результата, и при свабировании скважины произошел прихват и обрыв сваба в НКТ. После дополнительной промывки скважины от песка было принято решение произвести закрепление песка методом термохимической реакции с использованием магния и HCl. После спуска глубинно-насосного оборудования скважина эксплуатируется.

Изменение от первоначально запланированного дебета при запуске скважины составляет порядка: Qж=2,5 м3/сутки, - удельный вес нефти г/см3, Vн=2,28 м3 - объем нефти м3, обводненность 2,5 м3 - 2,28 м3 = 0,22 м 3, дебет из скважины в сутки считается в м3, Qж=2,5 м3/сут из скважины считают жидкость в кубах (она содержит в данном случае нефть - 2,1 тн и пластовую воду = 8,8% или 0,22 м3), суточная добыча после обработки в лаборатории в тоннах - 2,1 тн.

По приведенной диаграмме (фиг. 2) рост обводненности прослеживался только в период запуска скважины после работ по закреплению от выноса песка, далее скважина вышла на постоянный режим работы.

В графике изменения забойного давления (фиг. 3) к концу года прослеживается положительная динамика, это указывает на то, что скважина работает в стабильном режиме.

Предложенный способ эффективен за счет того, что образуется прочный, неразрушаемый, флюидопроницаемый каркас, который предотвращает полностью вынос песка в скважину. Этим самым достигается требуемый технический результат.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин, заключающийся в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента, отличающийся тем, что в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%, при этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти, после чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти, затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм, при этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

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

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

Наверх