Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора

Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности. Технический результат - увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта. Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора представляет собой безполимерный загущенный кислотный состав, включает в себя соляную кислоту с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента на основе ПАВ, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон, представляющего собой сополимер полигликолевой и молочной кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 12-24; указанный гелеобразующий компонент 1-10; указанный ингибитор пенообразования 0,1-1; указанный механический отклонитель 0,1-2; вода остальное. 3 ил., 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности, а именно к способу обработки скважин с использованием безполимерных загущенных кислотных составов, обладающих обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и саморазлагаемых волокон, т.е. химического и механического отклонителей. Их использование обеспечивает увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта.

Кислотную обработку продуктивного карбонатного пласта осуществляют с целью восстановления и повышения его исходной проницаемости путем создания новых каналов для увеличения и выравнивания притока газа и пластового флюида из пласта к стволу скважины. При продавливании в неоднородный карбонатный пласт, кислота предпочтительно стремится проникнуть в его участки, оказывающие наименьшее гидродинамическое сопротивление. Как правило, это зоны повышенной проницаемости, а также трещины, каверны и другие участки пласта, обладающие к тому же и сравнительно большей поверхностью контакта с кислотой, что обуславливает повышенную скорость реакции их растворения. После такой обработки, профиль притока флюида искажается, последний поступает в скважину через отдельные участки промытых зон пласта в ограниченном количестве, в то время как значительный низкопроницаемый массив остается практически необработанным и незадействованным в процессе фильтрации. При последующих обработках, новые порции кислоты вновь стремятся попасть в уже промытые зоны пласта, что в итоге не только не обеспечивает требуемой полноты его охвата кислотным воздействием, но еще больше ухудшает профиль притока и сводит к минимуму эффективность кислотных обработок в целом.

Ввиду значительной неоднородности и низкой проницаемости продуктивного коллектора некоторых месторождений, используемые кислотные составы должны обладать высокой проникающей способностью, замедленной скоростью реакции и селективностью. Технология проведения таких кислотных обработок должна обеспечивать управляемое, замедленное, глубоко проникающее воздействие кислотного состава на обрабатываемый карбонатный пласт с последующим эффективным удалением продуктов реакции. Выбор технологии определяется в каждом конкретном случае фактическими параметрами разработки пласта и техническим состоянием скважины.

Эффективность кислотных обработок зависит не только от применяемой рабочей жидкости, но и от степени охвата этой жидкостью продуктивного пласта по толщине. В основном, воздействию подвергаются нижние наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта, а верхние остаются необработанными и в незначительной степени участвуют в формировании дебита скважин. И в ряде случаев, проведение очередной кислотной обработки не приводит к увеличению продуктивности скважины.

В последнее время наибольшее применение находят разнообразные кислотные составы, содержащие неорганические и органические кислоты, органические растворители, спирты с включением одного или пакета ПАВ, обеспечивающих увеличение проникающей способности кислоты и более полное удаление из пласта продуктов реакции.

Известен способ разрушения текучих сред с помощью составов на основе полисахаридного загустителя, работающих с помощью окисляющего разрушителя и активатора разрушителя (патент РФ №2338872 «Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей», Е21В 43/267, C09K 8/68, опубликовано 20.11.2008). Разрушитель может содержать пероксиды, персульфаты, пербораты, гипохлористую кислоту и гипохлориты, хлористую кислоту и хлориты, хлораты, перхлораты. Содержание разрушителя в водной обрабатывающей жидкости 0,005-0,25% масс. Для уменьшения времени действия разрушителя при температурах ниже 120°C требуются активаторы, такими являются «восстанавливающие сахара» - фруктоза, глюкоза, манноза и другие. Наиболее предпочтительна фруктоза или галактоза (например, производителя Aldrich, St. Louis, МО). Содержание в водной обрабатывающей жидкости 0,5-50% масс. от окисляющего разрушителя.

Недостатком данного состава является применение активатора разрушителя, который при температурах выше 120°С подвергается термической деструкции.

Известен также способ использования загустителя кислоты, содержащий ПАВ из группы бетаина (патент РФ №2333225 «Цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости», C08F 220/38, C08F 220/34, C08F 220/26, C09K 8/04, опубликовано 10.09.2008). Загуститель ингибирует набухание глин, снижает фильтрацию глинистого раствора и является смазывающим агентом. Не имеет недостатков, присущих обычным полимерам (полиакриламидам), термостоек и устойчив к солям благодаря содержанию катионной и анионной группы бетаина. Но в условиях наличия трещинной составляющей и высокой пластовой температуры является недостаточно эффективным, так как не обеспечивает надежное блокирование наиболее проницаемых интервалов.

Известны также способы использования составов, образующих вязкоупругие (вязкоэластичные) жидкости (VES) и вязкоупругие кислотные составы (VDA) на их основе. Авторами патента (патент евразийского патентного ведомства №009806 «Добавка для вязкоупругой жидкости», C09K 8/04, C09K 8/57, опубликовано 28.04.2008) предложена жидкостная система, состоящая из вязкоупругого ПАВ и ряда добавок, повышающих вязкость системы, структурную и температурную стабильность: совместные ПАВ (катионные); агенты для совместного загустевания; буферы; кислоты (карбоновые и сульфоновые); растворители (спирты); соли (сульфонаты); хелатирующие агенты. Основным компонентом системы являются вязкоупругие цвиттерионные и амфотерные ПАВ.

Еще одним веществом, применяемым в качестве цвиттерионного ПАВ, являются аминооксиды (патент евразийского патентного ведомства №009529 «Усовершенствованная жидкость для гидроразрыва и способ ее применения», C09K 8/62, Е21В 37/06, опубликовано 28.02.2008).

Недостатками указанных аналогов являются отсутствие механического отклонителя в составах, что не позволяет надежно блокировать трещины.

Считается, что при загущении жидкости добавкой VES, ее вязкость увеличивается путем образования мицелл, которые затем переплетаются с образованием структуры. В дополнение к вязкости как таковой, важным аспектом свойств жидкости является степень и скорость восстановления вязкости. Для VES-жидкостей деформация может нарушать структуру мицелл, после чего структура восстанавливается. Регулирование степени и скорости восстановления структуры является важным показателем при проведении гидроразрыва пласта.

Известен состав (патент РФ №2428563 «Модификация реологических свойств вязкоупругого поверхностно-активного вещества», Е21В 43/22, Е21 В 43/267, C09K 8/68, C09K 8/70, C09K 8/80, опубликовано 10.09.2011), где для сокращения времени восстановления при деформации сдвига предлагается ввести в состав ПАВ - регулятор реологических свойств, выбираемый из частично гидролизованного поливинилового эфира и частично гидролизованных полиакрилатов.

Известен также способ, где система VES, состоящая из кислоты, хелатирующего агента и поверхностно-активного вещества (ПАВ) на основе бетаина, используется для кислотного разрыва, соляно-кислотных обработок (СКО), капитального ремонта скважин (КРС), удаления твердого осадка и глинистой корки в высокотемпературных пластах (патент евразийского патентного ведомства №010361 «Способ обработки подземного карбонатного пласта», C09K 8/68, C09K 8/52, опубликовано 29.08.2008).

Отсутствие механического отклонителя в составах указанных выше аналогов обеспечивает временную блокировку поровой составляющей продуктивного горизонта, но не позволяет надежно блокировать трещины, что является недостатком этих аналогов.

Таким образом, в настоящее время достаточно полно исследованы поверхностно-активные и реологические свойства катионных ПАВ, анионных ПАВ и их смесей. В то же время остаются практически неисследованными цвиттерионные ПАВ. И это несмотря на то, что ПАВ подобного типа даже с коротким углеводородным радикалом показывают уникальные реологические свойства. В связи с этим большой интерес представляет ПАВ с более длинными гидрофобными группами. Можно ожидать, что данное ПАВ при низких концентрациях будет образовывать длинные цилиндрические мицеллы, а его водные растворы будут обладать высокими значениями вязкости и модуля упругости.

В настоящее время в ряду с известными отклонителями все чаще используются разлагаемые и биоразлагаемые полимеры. В литературе наиболее часто описаны случаи использования разлагаемых полимеров, имеющих по крайней мере одну из следующих групп или соединений: сложные эфиры, ацетали, сульфиды, пептиды, амиды, полигидроксикислоты, полилактоны, полипептиды, полиэфирамиды на основе сложных эфиров, полисахариды, полисульфиды. Примеры некоторых разлагаемых материалов описаны в публикации Degradable Aliphatic Polyesters (Polymer Science, 2001, vol. 157 / Edited by A.C. Albertson).

Авторами (патент США №2001/0016562 A1 «Encapsulated breakers, compositions and methods of use», C09K 7/02, C09K 7/04, B32B 5/16, B32B 15/02, опубликовано от 23.08.2001) показано использование разлагаемого полимера в качестве покрытия для инкапсулирования разжижителей, предназначенных для использования в сферах применения при гидравлическом разрыве пласта. Ограничением данного метода является использование разлагаемого полимера только для создания покрытий.

Известен способ использования термопластичного разлагаемого полимера для улучшения традиционно используемых способов гидравлического разрыва пласта и борьбы с поступлением песка в скважину для очень малых трещин (патент США №6949491 В2 «Method and materials for hydraulic fracturing of wells», E21B 43/26. опубликовано 27.03.2003). Вышеуказанный способ требует, чтобы по меньшей мере 50% масс, от состава композиции составлял бы термопластичный разлагаемый полимер, что технологически и экономически не выгодно и является недостатком способа.

Наиболее близким к заявленному составу, принятым за прототип, является состав, используемый в способе с применением разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины (патент РФ №2499131 «Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины», Е21В 43/12, C09K 8/487, опубликовано 20.11.20013). Это техническое решение является наиболее оптимальным с точки зрения выравнивания профиля приемистости неоднородного разреза за счет обеспечения блокирования трещин механическим отклонителем (разлагаемыми волокнами).

Однако, применение известного в указанном способе состава весьма затруднительно поскольку процесс приготовления эмульсионных растворов требует сложной технической подготовки, а использование углеводородной составляющей несет в себе потенциальную пожароопасность.

Таким образом, в качестве перспективных композиций с замедлением скорости реакции кислотных составов с карбонатной породой и регулируемой вязкостью системы, являются кислотные растворы смеси ПАВ с механическим отклонителем на основе саморазлагаемых волокон.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение эффективности проведения кислотных обработок трещиноватых и трещиновато-пористых пластов.

Поставленная задача решается тем, что для обработки скважин используются безполимерные загущенные кислотные составы на основе соляной кислоты с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016). Данные составы обладают обратимыми блокирующими свойствами за счет применения специальных ПАВ и саморазлагаемых волокон, то есть химического и механического отклонителей.

Технический результат изобретения выражается в повышении эффективности обработки низкопроницаемых зон пласта за счет более надежного временного блокирования высокопроницаемых зон.

Сущность изобретения заключается в том, что заявленный состав на основе соляной кислоты и гелеобразующего ПАВ закачивается в обсаженный, перфорированный или необсаженный ствол скважины, в котором происходит формирование фильтрационной корки с последующим ее разрушением за счет гидролиза разлагаемого материала.

Предлагаемый в качестве изобретения состав предназначен для физико-химического отклонения соляной кислоты, который совмещает в себе свойства отклонения порций кислоты механическим и химическим способом.

Состав представляет собой кислотную основу, самогелирующий компонент и механический кольматант. Отличительной особенностью самогелирующейся компонента и механического кольматанта является способность к деструкции под действием температуры и изменения рН. Состав не требует приготовления эмульсионного раствора в отличие от прототипа, а также содержит пеногаситель на неорганической основе, что значительно повышает эффективность обработки.

Предлагается состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора, включающий в себя (% масс.): соляную кислоту (12-24%), безполимерный гелеобразующий компонент на основе ПАВ (1-10%), саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ (0,1-2%), ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,1-1%), остальное - вода. Данный состав отличается от прототипа тем, что механический отклонитель представляет собой сополимер полигликолевой и молочной кислоты:

Указанный сополимер отличается тем, что более полно разлагается при высокой температуре, что в свою очередь благоприятно сказывается на экологическом факторе.

Предлагаемый состав также отличен от прототипа присутствием пеногасителя, который позволяет избежать вспенивания кислотного раствора, что значительно увеличивает эффективность обработки.

Предлагаемый состав позволяет временно прекратить поглощение в естественные трещины и проницаемые каналы в карбонатных пластах путем одновременной кольматации зоны поглощения полимерными волокнами и высоковязким гелем, образующимся в ходе реакции самоотклоняющейся кислоты с карбонатной породой. Кислотный состав проникает в высокопроницаемые зоны пласта и реагирует с породой, в результате реакции образуется хлористый кальций, рН системы повышается. При достижении определенной кислотности среды хлористый кальций реагирует с ПАВ, в результате чего образуются длинные молекулы, состав становится гелеобразным. Загущенный состав с волокнами временно закупоривает высокопроницаемые прослойки и отклоняет свежую порцию кислоты в необработанные зоны пласта. Такие составы имеют широкие возможности для использования в качестве добавки к жидкостям интенсификации, гидроразрыва, при заполнении скважинного фильтра гравием.

Следующие ниже примеры представлены для иллюстрации действия предлагаемого состава, и их не следует рассматривать в качестве ограничивающих объем защиты изобретения, если иное четко не указанно в прилагаемой формуле изобретения.

Исследованы растворяющие и гелеобразующие свойства компонентов для приготовления разработанного самоотклоняющегося кислотного состава для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора. Методика определения растворяющей способности кислотного раствора состава основана на использовании гравиметрического метода по изменению массы пробы кислотного состава с образцом карбонатной породы.

В литературе описано использование разбавленных солянокислотных растворов различной концентрации при проведении кислотных обработок. Были исследованы 4, 6 и 8% масс. растворы самоотклоняющегося состава при взаимодействии с образцами мрамора (фиг. 1). Установлено, что в растворах с предлагаемым составом скорость реакции ниже по сравнению с базовой концентрацией раствора HCl (15% масс.) (без гелеобразователя), а также, что скорость реакции уменьшается по мере увеличения содержания состава в системе. Очевидно, что скорость растворения породы, во много раз меньше, чем у соляной кислоты. Сделано предположение, что в процессе взаимодействия предложенного кислотного состава с породой, образуются каналы высокой разветвленности.

Также отмечено, что составы на основе предлагаемого гелеобразователя показывают устойчивую способность изменять вязкость в процессе реакции при концентрации ПАВ от 1 до 10% масс. Увеличение вязкости происходит в течение 50-120 минут. После нейтрализации кислоты состав возвращается к исходной вязкости в течение 250-300 минут, что значительно сокращает планируемое время кислотной обработки скважины и облегчает ее освоение. В качестве примера приведена зависимость изменения вязкости состава в процессе нейтрализации с карбонатом кальция при содержании ПАВ 8% масс. (фиг. 2). Дальнейшее увеличение содержания ПАВ в системе нецелесообразно, поскольку технологическая эффективность при этом практически не увеличивается (увеличение на 3-4%), а стоимость конечного продукта возрастает.

Кроме того, предложено использование в предлагаемом составе следующего компонента на неорганической основе - пеногасителя, который эффективно предотвращает образование избыточного количества пены. Установлено, что концентрация пеногасителя может варьироваться от 0,1 до 1% масс., дальнейшее увеличение содержания данного компонента состава экономически нецелесообразно.

Эффективность механического отклонителя (саморазлагаемые волокна СРВ-1ПМ) предлагаемого состава оценивали с помощью динамического фильтр-пресса. При проведении эксперимента исследуемые растворы состава фильтровали через керамический диск проницаемостью 550 мД в течение 70 минут, при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 110°С. В процессе эксперимента фиксировали объем выделившегося фильтрата. Установлено, что предлагаемый состав обладает значительно более низкой фильтратоотдачей, чем обычная самоотклоняющаяся кислота (фиг. 3). При концентрации саморазлагаемых полимерных волокон 0,6% масс. фильтратоотдача снижается в 13 раз.

Сравнительные дозировки полимерных волокон в предлагаемом составе в зависимости от проницаемости пласта указаны в таблице. Причем, диапазон процентного содержания волокон находится от 0,2 до 1% масс. состава.

После проведения кислотной обработки скважины предлагаемый состав подвергается саморазложению под действием температуры и пластовых флюидов.

Кроме того, продукты разложения волокон обладают слабыми кислотными свойствами, что в свою очередь также способствует интенсификации добычи углеводородного флюида.

Ниже представлен пример состава предлагаемого изобретения.

Состав содержит воду (77% масс.), соляную кислоту (15% масс.) гелеобразующий безполимерный состав на основе ПАВ (8% масс.), разлагаемые волокна СРВ-1ПМ (ТУ 2458-004-82652809-2016) (0,9% масс.) и ингибитор пенообразования на неорганической основе (0,2% масс.). Данный состав был использован на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения. При использовании предлагаемого состава наблюдалось значительное увеличение давления закачки (до 700 атм) по сравнению с обычной солянокислотной обработкой (давление закачки до 200 атм).

Таким образом, предлагаемый состав позволяет значительно увеличить газо- и нефтедобычу, эффективно проводить кислотную обработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, уменьшить негативное влияние на процессы переработки углеводородного сырья.

Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора представляет собой безполимерный загущенный кислотный состав, включающий в себя соляную кислоту с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента на основе поверхностно-активного вещества, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон, представляющего собой сополимер полигликолевой и молочной кислот, отличающийся тем, что содержит, мас.%:

соляная кислота 12-24
безполимерный гелеобразующий компонент 1-10
ингибитор пенообразования 0,1-1
механический отклонитель 0,1-2
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин в условиях действия высоких забойных температур, а также повышенной минерализации буровых растворов.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов. Технический результат – высокая пожаробезопасность и улучшенные низкотемпературные свойства компонента бурового раствора, а именно температура вспышки не ниже 80°C, температура помутнения порядка минус 68°C, предельная температура фильтруемости порядка минус 78°C и температура застывания порядка минус 79°C.

Варианты реализации изобретения относятся к композициям, содержащим отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, для применения в подземных нефтяных скважинах, а также способы их применения.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах. Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения. Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора заключается в том, что по результатам бурения на выбранной площади определяют объем наработки при бурении проектными растворами (Vнар.пр.) и фактический объем наработки (Vфакт.нар.) при бурении с помощью испытуемого раствора, определяют коэффициент наработки Kн как отношение фактического объема наработки Vфакт.нар. при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (Vнар.пр.): Kн=Vфакт.нар/Vнар.пр.=(Vобщ.пов.-Vнеоб.пов.)/Vнар.пр., где Vобщ.пов. - общий объем раствора на поверхности; Vнеоб.пов. - необходимый объем раствора на поверхности; по коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие при 0≤Kн<1 и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении. 2 табл.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 2,8-13,5 мас. % силиката натрия, 0,3-1,8 мас. % ацетата хрома, 0,3-0,7 мас. % кремнефтористого натрия в качестве регулятора гелеобразования и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нарушения или ниже. При этом перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой. После спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава. После чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны. Закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками. После вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава. Перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава. При этом в качестве герметизирующего состава используют 83,5-91,0 мас.% эпоксидно-диановой смолы, 9,0-16,5 мас.% отвердителя, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 13-19,5 мас.% силиката натрия, 1,6-2,2 мас.% сульфата аммония, 0,2-1,8 мас.% метилсиликоната натрия и вода – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет увеличения его прочности и длительности времени гелеобразования при низкой пластовой температуре. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, и способу изменения водопроницаемости подземной формации. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, где указанные сшитые микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH. Способ повышения темпа добычи углеводородных флюидов в подземной формации, включающий: введение в подземную формацию указанной выше композиции закачиваемого флюида и извлечение углеводородного флюида. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ. Блокирующий состав содержит 0,6-1,0 мас.% водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида (ПАА), 7,0-7,4 мас.% хризотила в качестве наполнителя и воду. Техническим результатом является повышение закупоривающих свойств состава за счет увеличения его прочности и вязкоупругих свойств. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластового флюида при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности к ликвидации перетоков в проявляющих пластах. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую 5-20 мас.% дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти, 2-3 мас.% эмульгатора, 0,5-1 мас.% коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм, 3-5 мас.% сухой аморфной двуокиси кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм, 10-15 мас.% микрочастиц ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия – остальное. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или аномально высоким пластовым давлением, а также упрощение способа. 4 з.п. ф-лы, 6 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве (бурении) нефтяных и газовых скважин. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по ликвидации поглощений бурового раствора в высокопроницаемых пластах или пластах с аномально-низким пластовым давлением, упрощение приготовления блокирующего состава в промысловых условиях, возможность регулирования реологических параметров составов как в поверхностных условиях, так и при их движении в колонне бурильных труб. 6 з.п. ф-лы, 7 пр., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к композитному материалу для обработки скважин и его применению при обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины для повышения добычи углеводородов, включающий агент для модификации поверхности, нанесенный по крайней мере частично на твердую частицу в виде покрытия, и где агент для модификации поверхности содержит содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, где гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганическое соединение, фторированный углеводород или оба компонента - кремнийорганическое соединение и фторированный углеводород, и, кроме того, где содержащий металл якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности присоединен к твердой частице. Твердые частицы расклинивающего агента или агента для контроля выноса песка, содержащие указанный выше композитный материал. Способ обработки скважины, для повышения добычи углеводородов, проходящей через подземный пласт, включающий закачивание в скважину указанного выше композитного материала или формирование его в скважине in situ. Композитный материал для обработки ствола скважины для повышения добычи углеводородов по другому варианту, где композитный материал включает твердые частицы и агент для модификации поверхности, который нанесен по крайней мере частично на твердую частицу в виде покрытия, и где агент для модификации поверхности содержит якорный фрагмент и по крайней мере один гидрофобный хвост, присоединенный к якорному фрагменту, а якорный фрагмент присоединен к твердой частице. Способ обработки скважины, для повышения добычи углеводородов, проходящей через подземный пласт, включающий закачивание в скважину композитного материала по указанному выше другому варианту или формирование его in situ в скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение величины сопротивления раздавливанию твердых частиц, повышение эффективности обработки. 5 н. и 30 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к обработке подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, включающий закачивание в пласт агента для модификации поверхности, включающего содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, и связывание металла в составе содержащего металл якорного фрагмента агента для модификации поверхности с кремнистым пластом или с металлом, в подземном пласте, содержащем оксиды металлов. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, по другому варианту, включающий закачивание в пласт агента для модификации поверхности, включающего продукт взаимодействия металлсодержащего органического лиганда и гидрофобного материала, содержащего кремнийорганическое соединение, где металл в составе металлсодержащего органического лиганда выбирают из группы, включающей металл группы 3, 4, 5 или 6, а органический лиганд в составе металлсодержащего органического лиганда выбирают из группы, включающей алкоксиды, галогениды, кетокислоты, амины и акрилаты, и присоединение агента для модификации поверхности к пласту. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, по третьему варианту, включающий а) закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего агент для модификации поверхности, который включает якорный фрагмент и хвост, и б) связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет формирования монослойного или многослойного покрытия в ходе самоорганизации хвоста, при этом до проведения стадии (а) число участков связывания агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта повышают при проведении предварительной обработки подземного пласта флюидом на неводной основе. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 6 ил., 4 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области составов для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора большой мощности. Технический результат - увеличение эффективности работ по интенсификации притока за счет временной закупорки трещинной составляющей и направлению кислоты в менее проницаемые, не дренированные участки пласта. Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора представляет собой безполимерный загущенный кислотный состав, включает в себя соляную кислоту с целевыми добавками: безполимерного гелеобразующего компонента на основе ПАВ, ингибитора пенообразования на неорганической основе и механического отклонителя на основе саморазлагаемых волокон, представляющего собой сополимер полигликолевой и молочной кислот при следующем соотношении компонентов, мас.: соляная кислота 12-24; указанный гелеобразующий компонент 1-10; указанный ингибитор пенообразования 0,1-1; указанный механический отклонитель 0,1-2; вода остальное. 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Наверх