Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..составы на основе воды или полярных растворителей – C09K 8/84

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают коллоидно-дисперсную систему - КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и рН 6,70-8,75 одновременным дозированием 0,5-10%-ного раствора соли алюминия и 1,0-20%-ного раствора щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1-6,0, вода - остальное, перемешивают указанные растворы с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в пласт в непрерывном режиме до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта по другому варианту, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и pH 6,70-8,75 одновременным дозированием порошкообразных реагентов соли алюминия и щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1 - 6,0, вода - остальное, перемешивают указанные компоненты с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в непрерывном режиме в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 47 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет водоизоляции высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов или пропластков для движения нагнетаемой воды. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего, мас.%: силикат натрия 1-10, ацетат хрома 0,5-2, воду - остальное, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, перед закачкой указанного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 часов. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - высокая эффективность изоляции промытых водонасыщенных зон коллектора, высокий рост дебита скважин с возможностью использования отходов и дешевых промежуточных продуктов содового производства. Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта в виде водной суспензии солей металлов содержит, г/л: кальций углекислый 90-140, гидрат окиси кальция 10-150, гидроокись магния 5-10,5, сульфат кальция 16-40,6, натрий хлористый 8-300, гидроокись натрия 9-14,2, хлорид кальция 12,0-14,0, сульфат натрия 11,0-22,0, двуокись кремния 9,0-12,0, окись кальция 1,4-7,4, карбонат натрия 2,5-15,0, бикарбонат натрия 3,0-29,0, карбонат магния 2,0-44,0, примеси и вода - остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения продуктивности скважин и ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов с использованием физико-химических методов воздействия. Технический результат - повышение эффективности и надежности гидрофобизации призабойной зоны пласта за счет уменьшения и прекращения фильтрации воды, увеличения притока углеводородов и увеличения продолжительности эффекта гидрофобизации. В способе гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем нагнетание в порово-трещинное пространство призабойной зоны пласта смеси поверхностно-активных веществ, выдержку скважины в покое для капиллярной пропитки и перевод в режим притока углеводородов, в качестве указанной смеси используют раствор, содержащий, мас.%: смесь многоатомных спиртов - побочный продукт при производстве моно-, ди- и триэтиленгликолей 75,0-96,0, концентрат головных примесей производства этилового спирта из пищевого сырья 1,0-4,0, промежуточные фракции производства этилового спирта из пищевого сырья 0,5-4,0, масло сивушное 1,0-3,0, неонол 0,5-4,0, оксиэтилированные жирные кислоты 1,0-10,0, нагнетание осуществляют чередуя указанный раствор со стабильным конденсатом, начиная и заканчивая нагнетанием стабильного конденсата, выдержку скважины в покое осуществляют 24-60 часов, по окончании которой жидкость из скважины сбрасывают на факел до начала устойчивой работы скважины. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов, а также при наличии сероводорода в скважинной продукции. Технический результат - увеличение плотности технологических жидкостей, снижение фильтрационных показателей при температурах 120°С и выше, в том числе на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: хлорид кальция 13,3-21,9, нитрат кальция 13,3-21,9, хлорид цинка 52,55-72,1, хлорид натрия 0,5-2,35, бензоат натрия 0,80-1,30. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной - промытой зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетением вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к блокированию призабойной зоны пласта высокой проницаемости и трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, при проведении капитального ремонта скважин. Технический результат - повышение эффективности блокирования пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта - ГРП и закрепленных проппантом, при сохранении фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и снижении стоимости проведения работ при капитальном ремонте скважин. Состав для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин содержит, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 1,5÷2,0, хлорид магния 12,0÷18,0, гидрооксид натрия 10,0÷16,0, вода остальное и дополнительно сверх 100%: микросферы 25,0÷40,0, мел 3,0÷5,0. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных пластов, при капитальном ремонте скважин. Технический результат - увеличение скорости гелеобразования. Гелеобразующий состав, включающий цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, соляную кислоту и воду, дополнительно содержит оксид кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств - 6-10, соляная кислота (на сухое) - 6-14, оксид кальция - 0,7-1,3, вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки нефтяного пласта, и предназначено для ограничения водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности состава за счет улучшения реологических свойств и получения однородной, кинетически устойчивой системы, а также расширение технологических возможностей использования состава. Состав для обработки нефтяного пласта содержит, мас.%: полиэтиленоксид 0,01-0,5, наполнитель - глинопорошок или мел, или древесную муку, или сломель 16-30, гидроокись натрия или гидроокись калия, или каустическую соду 0,05-2,0, воду остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено для изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными коллекторами с поровой неоднородностью. Техническим результатом изобретения является повышение технологичности и эффективности способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений за счет регулирования времени гелеобразования. В способе разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляют закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей, мас.%: катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования 0,05-0,1, цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств 7,00-10,00, соляную кислоту 7,00-12,00 и воду остальное, выдержку указанной композиции в пласте на период гелеобразования в течение 0,5-3 суток, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину. 2 табл.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ за счет повышения вязкости обратной эмульсии и армирования каждой порции обратной эмульсии тампонажным составом, обладающим высокими фильтруемостью в пласт, структурно-механическими свойствами и адгезией к горным породам. В способе изоляции зон водопритока в скважине, включающем последовательную закачку в изолируемый интервал порций обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды и тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте, тампонажный состав закачивают последовательным чередованием с каждой порцией обратной эмульсии, в обратную эмульсию при ее приготовлении вводят кремнийорганическую жидкость "Силор" в количестве 5-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а в качестве тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте, используют кремнийорганическую жидкость "Силор" с 8%-ный раствором соляной кислоты при следующих соотношениях компонентов в об.%: кремнийорганическая жидкость "Силор" 85-92, 8% раствор соляной кислоты 8-15. 1 табл., 1 ил.