Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин: ...глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы – E21B 33/138

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает 10 об.% гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об.% этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об.% диатомита. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах. Способ включает введение первого закупоривающего материала в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Определяют уменьшение или предотвращение первым закупоривающим материалом потока текучей среды в первую часть подземного пласта. Вводят часть первой текучей среды во вторую часть подземного пласта, имеющую большее гидравлическое сопротивление потоку текучей среды, чем первая часть подземного пласта. Вводят второй закупоривающий материал в подземный пласт, через который проходит ствол скважины, для уменьшения или предотвращения потока текучей среды во вторую часть подземного пласта. Вводят часть второй текучей среды в первую часть подземного пласта с первой скоростью потока. Удаляют первый закупоривающий материал из подземного пласта. Определяют, когда первый закупоривающий материал, по меньшей мере частично, был удален из подземного пласта, посредством мониторинга температуры в этой части подземного пласта. Вводят вторую текучую среду в первую часть подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт. По геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины. В зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав. Для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны. Закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси. Затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, 20-50% об. жидкого стекла, 10-15% об. раствора полиакриламида DP9-8177, 40-65% об. регулятора гелеобразования. В качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30LF (полиалюминия хлорид). Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl₂ , 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl₂, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl₂·6Н₂O (плотностью 1,32 г/см³), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al₂(SO₄)₃·18H₂ O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см²/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения. Заполняют скважину технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность. Определяют приемистость интервала нарушения. После определения приемистости выбирают двухкомпонентный тампонажный состав, определяют его плотность и соотношение компонентов тампонажного состава. Создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Готовят двухкомпонентный тампонажный состав в непрерывном потоке с подачей его в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме закачивают его в НКТ и продавливают технологической жидкостью с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Поднимают НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава. Производят закачку двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/с. При достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Далее подкачивание прекращают и плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн, повышение точности контроля закачки запланированного объема тампонажного состава. 1 ил.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами. Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами включает закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. При открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб. Полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет использования высоковязкой нефти для создания водоизоляционного экрана и его закрепления. 3 табл., 1 пр.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков. Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков при низких или средних значениях приемистости нарушений за счет использования полимерцементного раствора с улучшенным фильтратоотделением, высокой подвижностью, низкой вязкостью. В способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков, включающем определение приемистости нарушения, приготовление полимерцементного раствора, содержащего цемент и жидкость затворения, состоящую из ацетоноформальдегидной смолы, едкого натра и воды, закачивание его по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) до выравнивания столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве, подъем колонны НКТ на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения, причем при низких или средних значениях приемистости готовят полимерцементный раствор с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения, закачивают его по колонне НКТ, а продавливание полимерцементного раствора осуществляют циклически путем постепенного увеличения давления до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и уменьшения его до стабильного значения, при этом циклическую продавку осуществляют до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и его стабилизации при этом значении, снижают давление на 2 МПа ниже допустимого давления на эксплуатационную колонну и закрывают скважину на ожидание отверждения полимерцементного раствора. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением. Способ получения акрилового реагента заключается в том, что гидролизуют влажные отходы волокна Нитрон в растворе натра едкого с добавлением в реакционную смесь технических лигносульфонатов в течение 2-2,5 ч при температуре 95-100°С. При этом соотношение компонентов следующее: влажные отходы волокна Нитрон, в пересчете на абсолютно сухое волокно - 7-8 мас.%, натр едкий - 6-7,5 мас.%, лигносульфонаты, в пересчете на сухое вещество - 5-6 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности ограничения притоков вод в нефтяном пласте. 1 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает введение гелеобразующей жидкости для обработки в, по меньшей мере, часть подземного пласта и выдерживание гелеобразующей жидкости для образования геля в подземном пласте. При этом гелеобразующая жидкость содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования. Причем базовый полимер содержит акриламидное мономерное звено. Модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль и уменьшает время гелеобразования жидкости для обработки. Органический сшивающий агент может содержать полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразования. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину включает циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. При этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду. В качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см ²/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы. При следующих соотношениях компонентов, вес.ч.: высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 100, полые стеклянные микросферы 10-100, НТФ - 0,07-0,25, суперпластификатор С-3 0,2-1,3, вода 150-320. Техническим результатом является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и долговечности герметизации дегазационных скважин. В способе воздухонепроницаемый экран создают за счет заполнения трещины гидроразрыва жидким нетвердеющим составом под давлением не ниже давления сжатия экрана вмещающими горными породами и выше давления воздуха в горной выработке, а в горных породах между воздухонепроницаемым экраном и горной выработкой создают запирающий слой с градиентом порового давления, препятствующим фильтрации воздуха в направлении рабочей части дегазационной скважины. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по заливочным трубам два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. Причем до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки. Спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб. Производят посадку пакера. Продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением. Продавливают компоненты тампонирующей смеси. При этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. При этом в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта. По другому варианту способ, включающий вышеуказанное, где очищенный участок включает, по меньшей мере, некоторое количество очищенных маршрутов движения потоков. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение размещения и эксплуатации качеств консолидирующих агентов. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых. Состав может быть также применен для ликвидации негерметичности резьбовых соединений и незначительных нарушений эксплуатационной колонны, для борьбы с поглощением при бурении скважин. Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта содержит 100 масс.ч. этилового или метилового эфира ортокремневой кислоты или их смеси, 15-50 масс.ч. полярного растворителя, 1-3 масс.ч. хлорида металла IV-VIII групп, добавку - фиброволокно полипропиленовое в количестве 0,1-0,5 масс.ч. Технический результат - обеспечение регулируемого времени отверждения, получение укороченного времени потери текучести, увеличение эффективности изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков воды и газа и тампонировании высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, обеспечение более продолжительного тампонирующего эффекта за счет увеличения прочности отвержденного полимера и уменьшения его синерезиса. 1 табл.