Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..составы на основе воды или полярных растворителей – C09K 8/504

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом. Продавливают указанные составы с одновременным контролем давления на устье скважины. Осуществляют технологическую выдержку скважины под давлением. Вымывают излишки нефильтрующегося в пласт состава из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением. В качестве гелеобразующего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, вода - остальное, в объеме V_го, рассчитываемом по приведенному математическому выражению. Закачку ведут с постоянным расходом при давлении закачки не менее 0,7 давления приемистости пласта. В качестве нефильтрующегося в пласт состава используют гелеобразующий состав, в который дополнительно вводят наполнитель - мел химически осажденный, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, мел химически осажденный 5-10, вода - остальное. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет создания более прочного водоизоляционного экрана. 1 пр., 3 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях. Технический результат - повышение эффективности и качества проведения ремонтно-изоляционных работ за счет регулирования сроков отверждения полимерной композиции при одновременном снижении влияния экзотермического эффекта при отверждении и возможность применения отвердителя при пониженных температурах. Полимерная композиция для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, включающая в свой состав раствор суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах, и отвердитель, содержащий формалин, параформальдегид, многоатомные спирты и катализатор реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом, при этом отвердитель в качестве многоатомных спиртов содержит водорастворимые продукты гидролиза крахмала - крахмалопродукты. а в качестве катализатора реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом - органическую кислоту с отрицательным логарифмом константы диссоциации рК_а - 1-4 в количестве от 1 до 10% к весу суммарных сланцевых алкилрезорцинов при следующем соотношении реагентов, мас.%: параформальдегид - 0,1-10; крахмалопродукт - 20-30; указанная органическая кислота - 0,5-7; формалин - остальное, при объемном соотношении отвердителя к раствору суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах 1:2, соответственно. 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя. В качестве кремнийсодержащего соединения содержит жидкое стекло, в качестве соли титана - триэтаноламинтитанат - ТЭАТ-1, а в качестве растворителя - техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: жидкое стекло 30-37, ТЭАТ-1 4-8, техническая вода - остальное. Технический результат - создание состава для изоляции водопритоков в скважину с улучшенными антикоррозионными свойствами, с регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим более глубокое проникновение состава в пористую среду обводненного пласта и создание большего по глубине изоляционного экрана, с сохранением высоких закупоривающих свойств, обеспечивающих снижение проницаемости обводненного пласта и формирование долговечного изоляционного экрана. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины. Технический результат - расширение температурного интервала применения гелеобразующего состава, регулируемое время гелеобразования в температурном интервале 40-80°C, высокий эффект изоляции, снижение кислотности гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав включает, мас.%: цеолит кристаллический NaX 9-22; гидроксохлористый алюминий остальное. 1 табл.

Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. Технический результат - повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны. Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны заключается в том, что предварительно в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м³ на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%. портландцемент ПЦТ 1-50 26,1-27,5, микродур RU 26,0-27,4, сульфацелл 1,0-1,1, вода 44,0-46,9. 1 табл.

Изобретение относится к способу изоляции водопритока и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции водопритока включает установку технологического экрана с использованием раствора, содержащего микродур RU, сульфацелл, этиленгликоль и воду при водоцементном отношении 0,8-0,9. Установку указанного экрана осуществляют в терригенном пласте на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%: микродур RU 51,7-54,6, сульфацелл 0,6, этиленгликоль 1,1, вода 43,7-46,6. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составу для изоляции водопритока в скважину. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит кремнийорганическое соединение - продукт 119-296, катализатор отверждения - хлорид титана (IV), полигликоли, пластовую девонскую воду и олигофенилэтоксисилоксан (ОФЭС) при следующем соотношении, % масс.: продукт 119-296 40,5-61,5 ОФЭС 15,0-25,0, TiCl₄ 3,5-4,5, полигликоли 20,0-30,0, причем пластовая девонская вода взята в соотношении 1:1 к массе остальных реагентов состава. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет увеличения прочности состава, увеличение межремонтного периода работы скважины, что позволяет сэкономить материальные средства на ремонт в 1,5 раза. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных и газовых пластов, ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков воды и газа, отключения отдельных обводнившихся интервалов пласта, при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции, снижение обводненности добываемой скважиной продукции и увеличение добычи нефти игаза. Гелеобразующий состав содержит, мас.%: шлам - отход производства глинозема, полученный со стадии промывки шлама алюминатного раствора, состава, мас.%: 2CaO·SiO ₂ 82-85; Na₂O·Al₂O₃ ·2SiO₂·H₂O 5-8; 3CaO·Al ₂O₃·xSiO₂·(6-2x)H₂ O 2-3; СаСО₃ 3-4; 2CaO·Fe₂O₃ 3-4; Na₂O·CaO·SiO₂ 1-2, где х - 2-4, 5-11, соляная кислота (в пересчете на 100% сухого вещества) 20-50, вода - остальное. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературную скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину включает алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение и бутиловый эфир ортотитановой кислоты. В качестве алкоксисодержащего кремнийорганического соединения вяжущее содержит продукт АГМ-9, а в качестве бутилового эфира ортотитановой кислоты - полибутоксититан при следующем соотношении ингредиентов, об.%: продукт АГМ-9 0,5-5,0, полибутоксититан 95,0-99,5. Технический результат - повышение коррозионной стойкости и снижение проницаемости водонасыщенных коллекторов, создание надежного изоляционного экрана с повышенной термостойкостью, обеспечивающей использование состава в широком интервале температур. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано для снижения обводненности добываемой продукции. Технический результат - повышение эффективности селективной водоизоляции газовых и нефтяных скважин в водонасыщенных участках пласта. Состав для изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, включающий уретановый предполимер, растворитель и воду, в качестве растворителя содержит гидрофильный апротонный растворитель с диэлектрической проницаемостью в интервале 6-45, общей формулы: R₁-A(O)-R₂, где R₁ - метильная или этильная группа, R₂=R₁ или -O-R ₁, A - четырехвалентный атом углерода или серы, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: уретановый предполимер 100, вода 0,03-33, указанный растворитель 200-2000. В качестве указанного растворителя может быть использован ацетон или этилацетат, или диметилсульфоксид. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к газодобыче и может быть использовано для снижения водопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением. Технический результат - повышение эффективности изоляции газовых скважин в условиях пластов с аномально низким пластовым давлением и увеличение дебита указанных скважин. В способе изоляции притока пластовых вод в газовой скважине, включающем закачку в пласт буфера, водоизолирующей композиции, содержащей уретановый предполимер, углеводородный растворитель и воду, продавку ее в пласт, используют в качестве буфера газ с относительной влажностью не менее 10%, в качестве углеводородного растворителя - ацетон, водоизолирующую композицию - предварительно приготовленную путем смешения ацетона с водой с последующим введением в полученную смесь с концентрацией воды не более 8,0% уретанового предполимера, осуществляют указанную закачку газа в течение 30 минут при давлении в 1,5-5 раз выше пластового и затем непосредственно после ее приготовления - закачку указанной водоизолирующей композиции, ее продавку - ацетоном, а затем закачку указанного газа в течение 3 час. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к тампонажному составу для селективного ограничения водопритоков в обводненных нефтяных и газовых скважинах. Состав также может найти применение для отсечения подошвенных вод, изоляции заколонных перетоков, отключения обводнившихся проницаемых пропластков, ликвидации водопроявлений с аномально высокими пластовыми давлениями. Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы - нефти или продуктов ее переработки, стабилизатора эмульсии - химически модифицированного кремнезема - Полисила-ДФ и дисперсной фазы, содержит в качестве дисперсной фазы натриевое жидкое стекло и дополнительно - маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Синол-ЭМ при следующем соотношении компонентов (вес.ч.): нефть или продукты ее переработки 25-40, жидкое стекло 60-75, Синол-ЭМ 3-5, Полисил-ДФ 0,4-0,7. Технический результат - увеличение тампонирующих свойств состава, снижение обводненности добываемой продукции. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов. Технический результат - повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине. В способе изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, включающем закачку в скважину одновременно раздельно двух потоков, состоящих из компонентов водоизоляционной композиции, один из потоков содержит глинистый буровой раствор, этилацетат и неонол, при следующем соотношении компонентов, об.%: глинистый буровой раствор 93,45-95,45, этилацетат 4,5-6,5, неонол АФ 9-12 0,05, другой - высокомодульное жидкое стекло 100 об.%, а после закачки указанных потоков осуществляют последовательно закачку буфера пресной воды и цементного раствора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта. Технический результат - повышение механической стабильности получаемого геля. В способе приготовления гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта, включающем перемешивание при нагревании силикатсодержащего материала, щелочи и воды, силикатсодержащий материал предварительно подвергают механической активации и при указанном перемешивании готовят суспензию при следующем соотношении компонентов, мас.%: механически активированный силикатсодержащий материал 30-60, щелочь 1-15, вода - остальное. В качестве силикатсодержащего материала могут быть использованы песок или бой стекла. Полученный состав дополнительно может быть отфильтрован. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пластов. Технический результат - повышение эффективности способа приготовления гелеобразующего состава за счет повышения механической устойчивости геля. В способе приготовления гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта, включающем растворение в водном растворе щелочи измельченной шелухи риса при перемешивании, процесс ведут при нагревании при следующем соотношении указанных компонентов, мас.%: измельченная шелуха риса 15-50, щелочь 1-25, вода - остальное. В качестве измельченной шелухи риса можно использовать механически активированную шелуху риса. Перед окончанием нагревания и перемешивания может быть добавлен хлорацетат натрия при следующем соотношении, мас.%: указанный гелеобразующий состав - 95-99, хлорацетат натрия - 1-5. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам получения гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пластов. Технический результат - повышение эффективности и технологичности способа получения гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта за счет повышения механической стабильности получаемых гелей, применяемых в разработке пласта. В способе приготовления гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта, включающем смешивание материала растительного происхождения с водным раствором силиката натрия, в качестве материала растительного происхождения используют измельченный или механически активированный торф, а в качестве водного раствора силиката натрия используют дисперсию, полученную растворением механически активированного силикатсодержащего материала в водном растворе щелочи. Гелеобразующий состав готовят при следующем количественном соотношении компонентов, мас.%: механически активированный силикатсодержащий материал 17-60, щелочь 1-10, измельченный или механически активированный торф 1-25, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости и их закрепление в прискважинной зоне пласта, а также ликвидация межпластовых - заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн. Состав для ремонтных работ в скважинах содержит 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта-ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO) ₂ при следующем соотношении компонентов, об.%: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Ca(ClO)₂ 50,0, в том числе микродур «U» 48, Ca(ClO)₂ 2,0. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, дополнительно содержит наполнитель - карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2-2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 2,0-18,0, соляная кислота 2,0-18,0, карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:1-2:1 0,25-7,0, вода остальное. Технический результат - получение состава, который можно использовать как для изоляции водопритоков, так и для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. 1 табл.