Способы и устройства для промывки буровых скважин, например с использованием отработанного воздуха двигателя: .с использованием жидкостей и газов, например пены – E21B 21/14

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%. Изобретение может найти применение при пожаротушении, в частности при тушении пожаров классов А и В, при инертизации горных выработок, для подавления пыли в местах ее возникновения и т.д. Пенообразующий состав содержит натриевые соли алкилсульфатов первичных высших жирных спиртов фракции C₈-C₁₀ и натриевые соли -олефинсульфонатов фракции C₁₄-C_16, взятые в массовом соотношении 100:(22-36), и воду. Технический результат изобретения - повышение устойчивости пены (время истечения 50% объема жидкости из пены) до 215-280 с, уменьшение общего содержания ПАВ в концентрате пенообразователя и снижение его вязкости при 20°С до уровня 25-40 мм²·с ^-1. 4 з.п.ф-лы, 3 табл.,16 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.

Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. Поверхностно-активная композиция - ПАК, включающая: первую поверхностно-активную подсистему ПАП, содержащую фторированную ПАП, вторую ПАП, содержащую кремнийорганическую ПАП, и необязательно подсистему растворителя, где композиция приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте. Композиция бурового раствора, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для заканчивания скважин, содержащая указанную выше ПАК. Композиция для гидравлического разрыва пласта, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для воздействия на пласт, содержащая указанную выше ПАК. Способ вспенивания текучей среды, содержащей нефть и/или конденсат, включает анализ сырой нефти и/или конденсат, подготовку указанной выше ПАК, добавление ее к скважинной текучей жидкости, добавление вспенивающего газа. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение устойчивости составов во времени и при повышенных температурах. 6 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. Технический результат - обеспечение устойчивости геологических элементов при проходке скважин, предупреждение процессов поглощения буровых растворов (промывочных жидкостей), притоков пластового флюида, сохранение естественной проницаемости продуктивных коллекторов на 80-90% от исходных значений. В способе строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях с применением малоглинистых буровых растворов состава, масс.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметил-целлюлоза 0,5-2,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 3,0-7,0, вода - остальное; или состава, масс.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 1,0-3,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 5,0-12,0, вода - остальное; бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°C при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. Технический результат - повышение вязкости базового масла на низких скоростях сдвига и сниженная скорость гравитационного дренирования через границу плато между ячейками пены. Способ бурения скважины включает добавление эффективного количества пенообразующей композиции к углеводородной базовой жидкости для создания пенного углеводородного бурового раствора - ПУБР, где пенообразующая композиция включает пенообразующий агент и стабилизирующее количество полимера, являющееся достаточным для образования пены, стабильной при температуре по меньшей мере 350°F, закачивание ПУБР в бурильную колонну во время бурения, закачивание органофильного газа в скважину или рядом с дистальным концом бурильной колонны, или в/или рядом с буровым долотом на скорости, достаточной для получения бурового раствора, имеющего необходимый сниженный вес столба жидкости, и удаление пены из скважины. Способ бурения скважины включает циркулирование системы углеводородной буровой жидкости, включающей углеводородную жидкость и эффективное количество пенообразующей композиции, добавляемой в нефтяную или газовую скважину, где пенообразующая композиция состоит из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, достаточного для образования пены, устойчивой при температуре 350°F, добавление органофильного газа в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, имеющего необходимый сниженный вес столба жидкости, в котором увеличивается скорость уноса жидкости, увеличенного количества бурового шлама и других продуктов бурения из скважины, удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин. Технический результат - стабилизация глинистой фракции раствора, предотвращение кольматации продуктивного пласта, увеличение проходки на долото и скорости бурения. В способе строительства скважины, включающем бурение основного ствола на буровом растворе и вскрытие продуктивного пласта на растворе для вскрытия продуктивного пласта, в качестве раствора для вскрытия продуктивного пласта используют буровой раствор с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%. Причем бурение основного ствола при бурении зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%, бурение основного ствола при наличии множественных зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Задача изобретения - сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При строительстве скважины ведут разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаление выбуренной породы на дневную поверхность, по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. В способе вскрытия пласта многоствольной скважиной с боковыми - горизонтальными стволами, включающем после бурения основного ствола бурение первого горизонтального ствола с искривлением при входе в продуктивный пласт, заполнение его тампонирующим составом, выдержку, затем бурение второго горизонтального ствола с последующим вымыванием указанного состава, бурение второго горизонтального ствола осуществляют из указанного места искривления, второй ствол обсаживают фильтром, в качестве указанного состава используют биополимерный раствор, содержащий, мас.%: мел 0,5-1, крахмал 2,5-3, смазка ФК-2000М 2-3, биополимер 0,4-0,5, пеногаситель Флоксан 0,1-0,15, вода остальное, перед которым в ствол подают бактерицид, а вымывание проводят раствором хлорида калия.

Изобретение относится к способу бурения туннеля в твердой породе. Технический результат - снижение износа режущих элементов, повышение эффективности бурения. Способ бурения твердой породы буровой туннелепроходческой машиной, имеющей выступающие из режущей головки диски из закаленной стали, включает подачу на режущую головку вспененной водной жидкой композиции, содержащей пенообразующий агент, представляющий собой поверхностно-активное вещество - ПАВ, и смазочный материал - полиэтиленоксид с молекулярной массой от 4.500.000 до 8.000.000. Причем указанные ингредиенты отмеривают отдельно в водной форме, добавляют в воду и превращают в пену, используют анионное или неионное ПАВ, указанную композицию получают путем разбавления концентрата водой на месте. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение устойчивости пены при низкой плотности, фильтрации, высоких реологических показателях структуры и отсутствии в них твердой фазы. Состав содержит пенообразователь, стабилизатор пены, газообразующие компоненты и воду, в качестве стабилизатора содержит биополимер и карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве газовыделяющих компонентов - карбонат или гидрокарбонат натрия и сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: пенообразователь 0,2-0,5; биополимер 0,3-0,5; карбоксиметилцеллюлозу 0,7-0,9; карбонат или гидрокарбонат натрия 0,38-1,60; сульфаминовую кислоту 0,68-3,00; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению. Комплексный способ подготовки ствола скважины к креплению предусматривает удаление глинистой корки, создание кольматационного экрана путем гидроструйной обработки стенок ствола скважины. После гидроструйной обработки стенки скважины обрабатывают химически путем последовательного продавливания в заколонное пространство до равновесного состояния буферной технической воды в объеме не менее 2 м ³, водного раствора CaCl₂ или пластовой девонской воды не менее 2 м³ и водного раствора жидкого стекла, содержащего 4-8 кг полимерного реагента на 30-50 л водного раствора жидкого стекла в объеме не менее 3 м³ с последующим выносом их на поверхность. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - обеспечение надежности кольматирования и закупоривания мелких пор и трещин коллекторов в приствольной области без создания локальных гидроразрывов и модифицирование адгезионной пленки бурового раствора на стенках скважины. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. Обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии. Сущность изобретения: способ включает сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны. Согласно изобретению в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны. Бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны. Перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа - азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту из условия удаления из скважины кольматирующих элементов. Закачивают газ в трубное пространство. Доливают в трубное пространство нефть. Герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе. Наращивают бурильную колонну. Разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны. При этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения. Техническим результатом является снижение кольматации призабойной зоны и повышение эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты. В способе заканчивания скважин продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: ограничивают скорость спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с, ограничивают осевую нагрузку и механическую скорость бурения, обеспечивают минимальное число рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществляют промежуточные промывки скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, используют буровой раствор, содержащий, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,5-1,0, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,01-0,03, минеральную соль 0,2-0,7, мел 15,0-30,0, щелочь 0,05-0,1, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ 0,5-0,9, флотореагент - реагент «Пента-465» 0,1-1,0, вода остальное. Буровой раствор дополнительно может содержать глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас%. 1 з. п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к горной, горно-строительной и строительной промышленности и может быть использовано при разбуривании твердых пород или бетонов алмазным инструментом в геологоразведке и строительстве. Технический результат достигается тем, что в способе алмазного бурения скважин, заключающемся в воздействии на забой скважины и разрушении породы алмазной коронкой с одновременной промывкой воздухом, согласно изобретению промывку ведут воздухом с добавлением в него на поверхности сплава Вуда в виде порошка или гранул, причем концентрация сплава Вуда 50-100 г на 1 м³ воздуха. Применение данного способа алмазного бурения скважин обеспечивает следующие преимущества: повышение эффективности охлаждения алмазной коронки; низкие потери промывочного агента при бурении в зонах поглощения промывочной жидкости; повышение скорости бурения; улучшение выноса шлама с забоя скважины. 1 табл.

Изобретение относится к области оборудования для бурения скважин с очисткой забоя пеной, в частности, представляет собой буровую установку, оснащенную комбинацией из двух компрессоров, используемых при приготовлении пены. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности бурения глубоких скважин при вскрытии углеводородных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями за счет подачи пены на забой скважины с высоким давлением и предупреждения образования взрывоопасной смеси при выделении углеводородного газа. Установка включает подъемный агрегат, устройство для вращения оснащенной вертлюгом бурильной колонны, воздушный компрессор низкого давления и циркуляционную систему, включающую устройство для генерации пены, блок разрушения пены и шламоотделитель. Устройство для генерации пены включает дожимающий компрессор с гидрозатвором и нагнетателем возвратно-поступательного типа и нагнетательный насос для образования гидрозатвора. Дожимающий компрессор сообщен с одной стороны через узел замера расхода и плотности флюида с оснащенной устройством для подачи эмульгатора смесительной емкостью с вертлюгом, а с другой стороны через регулирующий дроссель со шламоотделителем. Последний через блок разрушения пены, включающий сепаратор-дегазатор низкого давления и устройство для подачи деэмульгатора, сообщен с устьем скважины, а через питательный насос - с дожимающим компрессором. Воздушный компрессор низкого давления сообщен с дожимающим компрессором через газоразделительный мембранный блок. Блок разрушения пены сообщен с устройством для сжигания углеводородного газа при поступлении его из скважины, а устьевое оборудование скважины включает герметизатор устья, в качестве которого может быть использован вращающийся превентор. 1 с. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано при бурении скважин на нефть и газ при отрицательном дифференциальном давлении. Замкнутая циркуляция бурового раствора осуществляется насосом объемного типа, входящим в компоновку бурильного инструмента непосредственно над долотом. В качестве насоса объемного типа используется обращенный винтовой забойный двигатель. Часть оборотов бурильной колонны затрачивается на вращение ротора винтового насоса. Работа насоса возникает при приложении к статору нагрузки в виде гидравлических сопротивлений потоку в бурильной колонне, долоте и кольцевом пространстве и реакции забоя при приложении осевой нагрузки к долоту. Вся мощность, затрачиваемая на бурение, передается через бурильную колонну винтовому насосу и долоту. На устье в манифольде давление бурового раствора, подаваемого обычным шламовым насосом, минимально. Подача бурового раствора в манифольд осуществляется в низконапорном режиме. Аэрация бурового раствора осуществляется путем подачи в манифольд одновременно с раствором газа. Используют устьевую обвязку буровой установки, выполненную с возможностью управления скважиной при флюидопроявлениях. Работой насоса объемного типа обеспечивают всю гидравлическую мощность, затрачиваемую на циркуляцию бурового раствора, в том числе на преодоление гидравлических потерь в бурильной колонне, в кольцевом пространстве, в соплах долота и с передачей необходимой гидравлической мощности на обеспечение гидромониторного эффекта выходящих из сопел долота гидромониторных струй, а также гидравлических потерь в устьевой обвязке буровой установки. Технический результат - уменьшение энергозатрат, удешевление работ. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины в многопластовой нефтяной залежи. Вскрывают вышележащие, по отношению к продуктивному пласту, пласты на неаэрированном буровом растворе плотностью, большей, чем необходимо по условиям бурения для обеспечения противовыбросовых мероприятий. Продуктивный пласт вскрывают с применением аэрированного бурового раствора с установлением его плотности, минимально достаточной по условиям бурения для обеспечения противовыбросовых мероприятий. Используют полимерно-карбонатный буровой раствор. С неаэрированного бурового раствора на аэрированный переходят при подходе к продуктивному пласту путем введения в него кальцинированной соды, поверхностно-активного вещества типа неонол и воздуха всасыванием из атмосферы. После прохождения продуктивного пласта проводят деаэрацию бурового раствора вводом в него триполифосфата натрия и вскрывают нижележащие пласты, формируют зумпф и проводят промывку скважины. Технический результат – избирательное воздействие на пласты. 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора, газопроявлений, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе строительства скважины. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции поглощающих, газопроявляющих пластов, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а также сохранение качества бурового раствора и возможности его дальнейшего использования. В способе бурения скважины, включающем бурение с промывкой забоя скважины полимерглинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, в буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой. 4 табл.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к твердым пенообразователям для выноса пластовой жидкости из газовой скважины или водоконденсатной смеси из газоконденсатной скважины. Техническим результатом является повышение эффективности выноса пластовой жидкости из скважин, продуцирующих пластовую воду с более высоким содержанием водорастворимых солей кальция и магния. Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из скважины, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и анионоактивное поверхностно-активное вещество, дополнительно содержит комплексообразователь - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, стабилизатор рН - карбонат натрия и усилитель пенообразования - детергент, а в качестве анионоактивного поверхностно-активного вещества содержит вторалкилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 40,0-50,0, вторалкилсульфат натрия 35,0-45,0, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 3,0-7,0, карбонат натрия 3,0-7,0, детергент - остальное. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата, а именно к составам для выноса пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности выноса пластовой жидкости и водоконденсатной смеси из газовых и газоконденсатных скважин. Твердый пенообразователь для выноса пластовой жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу и пенообразователь - анионоактивное поверхностно-активное вещество, дополнительно содержит силикат натрия и карбонат натрия, комплексообразователь - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, усилитель пенообразования - детергент, а в качестве пенообразователя - вторалкилсульфат натрия и сульфонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцелюлоза 15-25, вторалкилсульфат натрия 5-15, сульфонат натрия 25-35, силикат натрия 3-7, карбонат натрия 2-4, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 1-3, детергент - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах и может быть использовано при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным способом. Герметизируют устье скважины. Разрушают породу с прямой промывкой промывочной жидкостью по колонне бурильных труб и удалением выбуренной породы на дневную поверхность. Фиксируют момент падения устьевого давления и отсутствие выхода промывочной жидкости на устье скважины. Заменяют промывочную жидкость на промывочную жидкость с малым содержанием твердой фазы. Одновременно формируют плавающий гидравлический затвор над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м³, содержащей жидкую фазу и наполнитель. Высоту и плотность плавающего гидравлического затвора определяют по формуле. В качестве жидкой фазы суспензии используют обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150ч300 мПа·с. В качестве наполнителя используют газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит. Массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле. Технический результат - обеспечение повышения эффективности проводки скважины и предотвращение осложнения. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.