Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора

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 относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах.

Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1222670 A, кл. C09K 7/00, опубл. 07.04.1986), учитывающий свойства глинистой породы. Известный способ относится к области исследования устойчивости стенок скважины при воздействии промывочных растворов, а также применяется для оперативного контроля качества бурового раствора при бурении в неустойчивых отложениях применительно к геологическим условиям. Известный способ позволяет получить информацию об ингибирующей способности бурового раствора и состоянии ствола скважины. Для осуществления известного способа в цилиндрической пресс-форме под давлением не ниже 40 МПа изготавливают образцы и после четырехчасовой выдержки определяют их ингибирующую способность. Известный способ целесообразно применять для лабораторных исследований. Однако способ определения ингибирующих свойств не позволяет на практике выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях.

Известен способ определения ингибирующих свойств раствора по диспергирующей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», 2005, с. 186-187), включающий отбор и высушивание шлама определенной фракции (m=20 г), перемешивание с исследуемой жидкостью (V=350 мл), термостатирование в печи с вращением роликов в течение 12-16 часов при температуре 75°C с последующим пропусканием раствора через сито с размером ячеек 0,177 мм. Оставшиеся частицы шлама промывают, сушат и взвешивают: долю твердой фазы (П), которая сохраняется в глинистой суспензии, вычисляют по формуле:

П=100*Рс ./20,

где П - ингибирующая способность раствора, %;

Р с.o.- вес сухого остатка шлама после термостатирования, г;

20 - навеска шлама, используемого для анализа, г.

Использование данного способа на практике не позволяет определить и выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях. При наработке имеет место набухание и диспергирование глины, приводящие к росту структурно-реологических показателей раствора со всеми вытекающими последствиями.

Известен способ определения ингибирующей способности раствора по показателю увлажняющей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», ЗАО "ССК", 2005, с. 185-186). Исследование проводят на искусственно приготовленных образцах, спрессованных из немодифицированного бентонита или глин, слагающих разрез скважины. По данному способу определяют текущую скорость увлажнения, по которой вычисляют показатель увлажняющей способности, и находят время устойчивости ствола скважины. Таким образом, определение величины ингибирующей способности раствора сводится к определению времени устойчивости ствола скважины, хотя между ними сложно выявить связь.

Недостатком существующих способов или методов определения ингибирующих свойств раствора является отсутствие определенных критериев или величин, показывающих эффективность той или иной системы, на основании которых можно осуществлять выбор рабочей жидкости, отвечающей условиям бурения в набухающих и диспергирующих глинах.

Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1548436 А1, кл. Е21С 39/00, опубл. 07.03.1990), обеспечивающий контроль качества буровых растворов. В известном способе подготавливают породу, отбирая шлам, высушивают его, измельчают, просеивают через сито и увлажняют до естественной влажности. Затем увлажненную массу засыпают в пресс-форму, в которой непосредственно производят измерения. Ингибирующие свойства раствора оценивают по показателю ингибирующей способности раствора, учитывающему глубины внедрения индентора в образец за одинаковый промежуток времени в дистиллированной воде и в буровом растворе. Однако известный способ не может быть отнесен к надежным способам оценки эффективности ингибирующих свойств раствора. К тому же этот способ не позволяет определить величину или уровень ингибирующих свойств раствора.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в разработке способа, позволяющего определять ингибирующие свойства раствора.

Технический результат, достигаемый изобретением - повышение эффективности бурения.

Технический результат достигается за счет выбора рационального бурового раствора по коэффициенту наработки. Способ оценки ингибирующих свойств бурового раствора, заключается в том, что по результатам бурения определяют объем наработки при бурении проектными растворами (Vнap.пр.) на выбранной площади бурения и фактический объем наработки (Vфакт.нар.) при бурении с помощью испытуемого раствора. Определяют коэффициент наработки Kн, полученный как отношение измеренного фактического объема наработки Vфакт.нар. при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (Vнар.пр.) на выбранной площади бурения, Kн=Vфакт.нар./Vнар.пр. 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.

Предлагаемое изобретение поясняется таблицами 1, 2, где в таблице 1 приведены сформированные справочные сведения об условной классификации буровых растворов по ингибирующим свойствам, в таблице 2 - сравнительные результаты бурения скважин на полимерных и катионных растворах в надсолевом разрезе Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Бурение в набухающих и диспергирующих глинах сопряжено увеличением структурно-реологических показателей раствора, требующих разбавления водными растворами разжижителей и других химических реагентов. Пептизация твердой фазы, присутствующей в растворе, а в особенности, попадающей со шламом, является одной из главных причин загустевания буровых растворов. Везде, где есть в разрезах пластичные, легко размокающие породы, существуют значительные трудности и вероятность возникновения осложнений. Это все приводит к перерасходу химических реагентов, ухудшению технико-экономических показателей бурения, наработке раствора и увеличению затрат на бурение скважин. Для борьбы с этими осложнениями широкое распространение получило ингибирование буровых растворов путем строго дозируемой коагуляции, при которой структурообразование приостановлено на определенном уровне, а пептизация и размокание предотвращены или сильно ограничены. Избыток стабилизирующих реагентов доводит систему до состояния стабилизированного разжижения. Техника ингибирования включает в себя многокомпонентную обработку путем введения коагулирующих агентов, регуляторов pH, понизителей вязкости, противодействующих развитию коагуляционных структур и коагуляции, но для стабилизационного разжижения необходимо применять более активные разжижающие и защитные реагенты (Э.Г. Кистер, Химическая обработка буровых растворов. М.: «Недра», 1972, c. 335-336).

Недостаточные ингибирующие свойства раствора при бурении являются основной причиной наработки, приводящей к появлению опасных отходов в воде отработанного бурового раствора и бурового шлама или выбуренной породы. Преимущественно они получаются в результате наработки при разбуривании хорошо диспергирующихся глинистых пород, слагающих проходимый разрез.

Объем раствора, применяемого для проходки данного интервала, складывается из объема раствора, определяемого в соответствии с требованиями правил безопасного ведения буровых работ, потерь на фильтрацию, на очистных сооружениях и объемов наработки за счет перехода в раствор части выбуренной глинистой породы.

Как известно, основная задача ингибирующих систем, кроме выполнения всех предъявляемых требований, заключается в использовании минимально допустимых объемов раствора для проведения безопасного бурения скважины. То есть, наработки раствора должно быть столько, сколько необходимо для бурения скважины, следовательно, объема наработки должно хватить на углубление. Наработка не должна приводить к образованию лишних объемов, т.е. к утилизации раствора.

Под фактической наработкой (Vфакт.нар.) понимается избыточный объем раствора, подлежащий утилизации, который определяется как общий объем раствора на поверхности (Voбщ.пов.) минус необходимый объем раствора на поверхности (Vнеоб.пов.), т.е.

Vфакт.нар.= Voбщ.пов.- Vнеоб.пов.

Так как ингибирующие свойства раствора напрямую влияют на наработку раствора, то величина Vнар.пр. объема наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м3) может быть принята за параметр, оценивающий ингибирующие свойства раствора.

Если величина Vфакт.нар. - фактического объема наработки при бурении на ином испытуемом растворе, (м3) будет совпадать с объемом наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м3), Vфакт.нар.=Vнар.пр., предлагаемый оценочный коэффициент наработки Kн=Vфакт.нар./Vнар.пр., Kн=1, т.е. для буровых растворов, используемых на данной площади по проекту, коэффициент наработки условно принят за единицу.

Величина объема наработки при бурении Vнар.пp., известная величина, которая находится путем анализа пробуренных скважин на проектных буровых растворах. Величину фактического объема наработки Vфакт.нар. определяют по результатам испытаний используемого раствора в процессе бурения скважин.

Если коэффициент наработки Kн=0, фактическая наработка раствора отсутствует (Vфакт.нар.=0), то рабочая жидкость обладает высокими ингибирующими свойствами. Если Kн=0 ингибирующие свойства системы настолько высоки, что возникают проблемы, связанные с недостатком раствора на пополнение при углублении. При очень высоких ингибирующих свойствах раствора возможно Kн<0 С увеличением Kн фактическая наработка раствора соответственно возрастает и при Kн=1 фактическая наработка раствора равна усредненному регламентируемому объему. Увеличение коэффициента наработки означает рост фактической наработки испытуемого раствора и снижение ингибирующих свойств рабочей жидкости.

Предлагается рассмотреть практическое применение коэффициента наработки на примере бурения скважин на Астраханском ГКМ. При бурении надсолевых отложений Астраханского ГКМ по проекту используют традиционные ингибирующие буровые растворы, которые не обеспечивают снижение наработки.

Наработка раствора по результатам бурения 394 мм долотом в надсолевых отложениях Астраханского ГКМ с применением традиционных ингибирующих систем составляет [Регламент по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Астрахань», Инженерно-технический центр, 2010. - 40 с.]:

- интервал 350-1000 м, Vнap.пр.=317 м3;

- интервал 350-1500 м, Vнар.пр.=914 м3;

- интервал 350-2000 м, Vнap.пр.=1050 м3;

- интервал 350-2500 м, Vнap.пр.=1200 м3;

- интервал 350-3000 м, Vнap.пр.=2000 м3;

Проведенный анализ результатов бурения скважин на Астраханском ГКМ показал, что в различные этапы времени использовались различные составы и типы буровых растворов (см. таблицу 1). Условно эти буровые растворы по ингибирующим свойствам разделены на 5 групп, причем растворы на углеводородной основе (РУО) и поликатионные системы вошли в одну группу.

Опытно-промышленные испытания поликатионных систем осуществлялись при бурении эксплуатационных скважин №939 и №1082. Практические результаты применения поликатионных растворов, при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ выявили их преимущества перед традиционными, что привело к увеличению механической скорости бурения, (м/ч), снижению коэффициента кавернозности и времени, затраченного на осложнение (проработку), (ч) (см. таблицу 2). Для условий надсолевых отложений Астраханского ГКМ оптимальные значения коэффициента наработки при использовании поликатионых буровых растворов, таких, например, как Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, Полидадмах и биополимер Биоксан, (см. патент РФ №2567580, опубл. 10.11.2015, кл. С09K 8/24) и Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, а в качестве дополнительного ингибитора глин используют хлорид калия (см. патент РФ №2533478, опубл. 20.11.2014, кл. С09K 8/24) составляют 0-0,4. Благодаря высоким ингибирующим свойствам поликатионных буровых растворов удалось предотвратить набухание и диспергирование глин, что впервые позволило пробурить надсолевые глинистые отложения Астраханского ГКМ без наработки раствора и тем самым повысить эффективность бурения.

Примечание: *, ** скважины одной группы с аналогичным литологическим разрезом.

Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора, заключающийся 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.



 

Похожие патенты:

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.

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 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 нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений. В способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве кислотного состава для карбонатных пластов используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве кислотного состава для терригенных пластов используют глинокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. По другому варианту в способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 8 ил., 8 пр.

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 и фактический объем наработки 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 : KнVфакт.нарVнар.пр.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.

Наверх