Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .....природного происхождения, например полисахариды, целлюлоза – C09K 8/90

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пород - ГРП. Сущность изобретения: способ включает спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. Согласно изобретению определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения. Затем изолируют интервал, подлежащий ГРП, от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров. Затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра. Если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш до 16/30 меш. Если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш. По окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 часа. После этого на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана. При этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы. Производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола. Вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола. 4 ил.

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент. Разрушающая композиция текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, содержащая окислительный компонент, включающий водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки и сложноэфирный компонент, включающий, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, имеющей от 2 до 20 атомов углерода, где сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, один или более атомов углерода может быть замещен атомами кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20:1. Композиция текучей среды разрыва, содержащая текучую среду разрыва боратного структурирования, включает структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество указанной выше разрушающей композиции. Способ воздействия на пласт содержит закачивание в пласт в условиях разрыва указанной выше текучей среды разрыва. Разрушающая композиция снижает вязкость текучей среды разрыва регулируемым образом, снижая вязкость текучей среды в течение заданного промежутка времени. Технический результат - уменьшение образования остатков и снижение их восстановления при снижении температуры и рН. Изобретение развито в зависимых пунктах формы. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

Изобретения относятся к области обработки скважин. Технический результат - предупреждение преждевременного снижения вязкости жидкости обработки за счет использования гранул перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. Жидкости для обработки скважин включают воду, по меньшей мере, один гидратирующийся полимер, гранулы перкарбоната натрия с покрытием, замедляющим его высвобождение. По первому варианту указанное покрытие является неорганическим материалом. По второму варианту указанное покрытие включает смесь стирол-акрилата и бутилакрилата. В способе гидравлического разрыва подземного пласта используют гранулы перкарбоната натрия с покрытием из неорганического материала, замедляющим его высвобождение. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 табл., 6 пр., 6 ил.

Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. Способ получения жидкости для обслуживания скважины, по существу, состоящий из загущения крепкого рассола внесением катионного полисахарида. Композиция указанной выше жидкости. Композиция указанной выше жидкости, где катионный полисахарид имеет плотность зарядов примерно 1,6 мэкв/г, молекулярный вес 100000-2000000 и получен взаимодействием гуаровой смолы с четвертичным аммониевым соединением. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности загущения крепких рассолов, используемых для обслуживания скважин. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины при проведении водоизоляционных работ в условиях месторождений с опресненными пластовыми водами с низким содержанием солей. В способе регулирования проницаемости пласта тампонирующую композицию и закачиваемый после нее химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35%-ный по массе водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м³, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания. При этом в качестве тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, содержащим 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1. 3 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности гелеобразующих (вязкоупругих) водных растворов полимеров и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. Способ разработки неоднородного пласта включает закачку в пласт водного раствора, содержащего, мас.%: полиакриламид 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, вода остальное, при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1. Полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³, с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора. 1 табл.

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества. Композиция содержит воду, не менее чем приблизительно 7% по массе в расчете на общую массу композиции, по меньшей мере, одну неорганическую соль, от приблизительно 0,5 до приблизительно менее 15% по массе в расчете на общую массу композиции, по меньшей мере, один катионный простой эфир углевода для регулирования вязкоупругости этой композиции. Неорганическую соль выбирают из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида калия, хлорида аммония, хлорида кальция, бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, формиата калия, хлорида цезия, бромида цезия и их комбинаций. Катионный простой эфир углеводов содержит один или более катионных фрагментов и один или более углеводных фрагментов, соединенных через простую эфирную связь с одним или более линкерным фрагментами. Линкерный фрагмент выбирают из группы, состоящей из атома кислорода, который образует простую эфирную связь между двумя углеводными фрагментами, гидрокарбильными группами, и замещенными гидрокарбильными группами, Катионный фрагмент содержит одну или более четвертичных аммонийных групп. Катионный простой эфир углевода содержит по меньшей мере один гидрофобный фрагмент. Гидрофобный фрагмент химически связан с заместителем на катионном фрагменте или линкерном фрагменте через функциональную группу сложного эфира, карбоксамида или карбоксамидина. Изобретение может быть использовано в скважинных флюидах для добычи углеводородов, что повышает эффективность, снижает потери флюида и повышает возврат дорогих и иногда токсичных солей металлов. 6 н. и 13 з.п. ф-лы, 18 ил., 1 табл.

Изобретение применяется при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Технический результат изобретения - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами и снижение энергетических затрат. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; ацетат хрома 0,03-0,1; оксид цинка 0,04-0,06; водаостальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. По другому варианту используют дисперсию, которая содержит, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; гуар 0,1-0,2; ацетат хрома 0,04-0,1; оксид магния 0,02-0,05; вода остальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м ³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гидравлическому разрыву горизонтального ствола скважин. В способе многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины, включающем формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами, с изоляцией формированием полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют подачей в скважину состава, мас.%: гелеобразователь-биополимер 0,5-10, хлористый калий - 0,5-12, биоцид - 0,1-5, деэмульгатор - 0,1-10, сшиватель - 0,1-1,5, вода - остальное, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м³ воды. Технический результат упрощение и снижение продолжительности процесса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к биотехнологическим способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов. Технический результат изобретения состоит в повышении нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроизолирующего экрана и подключения в разработку нефтенасыщенных, ранее не задействованных зон последующим заводнением, путем улучшения реологических свойств гелеобразующего состава, увеличения прочности геля на его основе, повышения стабильности во времени, уменьшения времени гелеобразования. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и водопритока в добывающей скважине включает закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения степени снижения проницаемости водопромытых участков пласта, увеличения фильтрационного сопротивления для вытесняющей воды, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата запасов нефти заводнением. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или Сиалит 30-50, или гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3 при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем указанную композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 порового объема пласта. 1 табл.

Устойчивая суспензия для обработки подземного пласта содержит сверхлегкие макрочастицы и жидкость-носитель, состоящую из ксантановой смолы или модификации ксантана, воды и дополнительно отличающегося от ксантана полисахарида. Количественное соотношение полисахарид : ксантан в суспензии составляет от приблизительно 8:1 до приблизительно 1:8 при общем содержании полисахарида и ксантана или его модификации 1,2-7,2 г/л. Кажущийся удельный вес указанных макрочастиц меньше или равен 2,45 при их содержании 60-959 г/л. В способе обработки углеводороднесущих подземных геологических формаций в подземную формацию закачивают указанную выше суспензию. Применение указанного выше способа для гидравлического разрыва указанной формации, при котором указанную суспензию изготавливают предварительно, добавляя в воду полисахарид и ксантановую смолу или ее модификацию, а затем вводят указанные макрочастицы в качестве пропанта. Изобретения развиты в зависимых пунктах формулы. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации притока нефти и газа из пласта. Технический результат - уменьшение скорости реакции и растворяющей способности состава в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности в нефтенасыщенной части пласта. Состав для обработки карбонатных пластов включает, мас.%: полигликоли 8-12, отходы производства этилового спирта 0,1-10, полисахариды - отходы производства сахара или многоатомных спиртов 6-10, ингибитор коррозии ИКУ-1 0,01-1, вода остальное. 1 табл.

Предложение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта, снижение проницаемостной неоднородности пласта и ограничение водопритока в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов, а также расширение технологических возможностей способа и сокращение экономических затрат. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л и дополнительно вводят поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол АФ₉-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,3, ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы 0,005-0,2, оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 - 0,5-1, водаостальное, причем после закачки заданного объема состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток. В способе ограничения водопритока в добывающей скважине, включающем закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,3, ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы 0,005-0,2, вода остальное, причем после закачки заданного объема состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток. При закачке гелеобразующего состава в добывающую скважину с высокой приемистостью состав может дополнительно содержать наполнитель в количестве 0,025-3 мас.%. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.