Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: .предотвращение образования газового конуса или конуса обводнения вокруг скважины – E21B 43/32

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин, и обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и продавку раствора полимера и остановку скважины на период структурообразования полимера. Согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков. При этом вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта. Затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа. Объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по аналитическому выражению. 1 пр.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта. Расширяют ствол скважины в этом интервале. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя. Хвостовик выполняют в виде труб с наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр. Длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка. Собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой. Приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика. Извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м вырезают часть обсадной колонны от подошвы непроницаемого естественного пропластка до кровли нефтенасыщенной зоны пласта и расширяют ствол скважины в этом интервале. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы с зубьями и отверстиями, хвостовика и стыковочного узла. При этом хвостовик выполняют в виде труб диаметром, меньшим диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан. Длину хвостовика выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны пласта плюс два метра. Собранную компоновку посредством левого переводника соединяют с заливочной колонной труб и спускают в обсадную колонну скважины до упора зубьев фрезы в забой. Зубья фрезы направляют в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб при отсоединении заливочной колонны труб от хвостовика. Производят вращение заливочной колонны труб с устья скважины по часовой стрелке на 8-10 оборотов и производят отсоединение заливочной колонны труб от хвостовика. Приподнимают заливочную колонну труб на 1,5 м, закачивают изолирующий состав в заливочную колонну труб и продавливают его продавочной жидкостью в межтрубное пространство, доводят его до головы хвостовика, извлекают заливочную колонну труб с левым переводником и стыковочным узлом из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана из внутреннего пространства хвостовика и удаление излишков микроцемента из хвостовика. Затем скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта или как нагнетательную для закачки жидкости в водонасыщенную зону пласта. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта и возможности одновременно раздельной их разработки. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщенной зоны пласта, освоение скважины. При расположении непроницаемого естественного пропластка ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 8 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны пласта. Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка на 1,0-1,5 м, а в интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка выполняют отверстия по периметру обсадной колонны. Спускают колонну заливочных труб в скважину с проходным разбуриваемым пакером, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка в интервале между вырезанной частью и отверстиями в обсадной колонне, вызывают циркуляцию пресной воды на устье скважины по колонне заливочных труб под пакер по заколонному и межтрубному пространствам на устье скважины закачкой пресной воды. При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку глинокислотной композицией непроницаемого естественного пропластка. При появлении циркуляции закачку пресной воды прекращают, затем по колонне заливочных труб закачивают и продавливают в заколонное пространство в интервал непроницаемого естественного пропластка изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве обсадной колонны до подошвы нефтенасыщенной зоны пласта. После этого приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны пласта и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства обсадной колонны. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной и глухой пакеры, изолирующий мост, устраняют временную кольматацию пласта и запускают скважину в эксплуатацию. 2 пр., 5 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых сложены из водо- и нефтенасыщенных зон, разделенных непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенными непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщеннной зоны пласта, освоение скважины. При размещении водонасыщеной зоны ниже нефтенасыщеной зоны пласта при толщине непроницаемого естественного пропластка от 0,5 до 4 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер, вырезают часть обсадной колонны от глухого пакера до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в интервале вырезанной части, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. В качестве этого состава применяют микроцемент с получением изолирующего моста. После ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста и глухого пакера с оставлением экрана напротив непроницаемого естественного пропластка и нефтенасыщенной зоны пласта с диаметром, равным внутреннему диаметру обсадной колонны, отсекают водонасыщенную зону пласта посадкой в обсадной колонне ниже вырезанной части стационарного пакера с перфорированным хвостовиком с упором на забой снизу и узлом герметизации сверху. После этого производят крепление вырезанного участка обсадной колонны в скважине путем спуска дополнительной колонны с установкой ее напротив вырезанного участка обсадной колонны и герметичной фиксацией верхнего и нижнего концов дополнительной колонны в обсадной колонне выше и ниже вырезанного участка в скважине. При введении в разработку нефтенасыщенной зоны пласта производят сверлящую перфорацию дополнительной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта. В процессе разработки обводненнного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами. Обеспечивает повышение эффективности изоляции притока пластовых вод без загрязнения высокопроницаемых необводненных газонасыщенных интервалов продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервал обводнившейся части продуктивного пласта намывают песчаную пробку. Выше нее в интервале необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны. Ниже цементного кольца в обводнившейся части продуктивного пласта удаляют песчаную пробку. Над кровлей продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер, спускаемый на колонне технологических труб. В интервал промытой песчаной пробки через существующие перфорационные отверстия обводненной части продуктивного пласта или через вновь созданные технологические отверстия под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию, докрепляют водоизоляционную композицию устанавливаемым в стволе скважины докрепляющим цементным мостом из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности. После установки докрепляющего цементного моста изоляционный пакер распакеровывают, а колонну технологических труб приподнимают. После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность колонну труб с пакером извлекают из скважины, проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза. Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, спускают в скважину новую лифтовую колонну и осваивают скважину. После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в призабойную зону пласта смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, отрабатывают скважину на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию. 7 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод. Обеспечивает повышение точности закачки водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах без их глушения. Сущность изобретения: способ предусматривает изоляцию притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра. Согласно изобретению по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте, последовательно, без глушения скважины, производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда. Создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод. Извлекают гибкую трубу. Затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями. Герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость для оттеснения пластовой воды. Заполняют эту зону тампонирующей смесью. После этого гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки, приподнимают ее над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий и извлекают из скважины. После демонтажа устьевого герметизатора скважину запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей. Обеспечивает ограничение водопритока в эксплуатационную скважину. Сущность изобретения: способ включает спуск на заданную глубину гидропескоструйного перфоратора, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, закачку в колонну насосно-компрессорных труб жидкости разрыва, жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, осуществление технологической выдержки, ввод скважину в эксплуатацию. Согласно изобретению по данным геолого-геофизических исследований определяют характер насыщения пласта и положение газоводяного контакта. Спускают гидропескоструйный перфоратор на 5-10 м ниже газоводяного контакта. Проводят гидроразрыв пласта в интервале, вскрытом гидропескоструйным перфоратором. Осваивают водонасыщенную часть пласта через насосно-компрессорные трубы, а газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство. Ограничение поступления воды в скважину регулируют отбором воды через насосно-компрессорные трубы. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводненной конусом пластовых вод, при котором после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервале перфорации необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны, перекрывающего интервал перфорации необводнившейся части продуктивного пласта. В интервал обводнившейся части продуктивного пласта через нижние перфорационные отверстия закачивают под давлением водоизоляционную композицию, например пластифицированный с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементный раствор или гель, с оставлением докрепляющего цементного моста в стволе скважины из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия, находящиеся в обводнившейся части продуктивного пласта. После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию интервала перфорации необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза. Закачивают через вновь образованные перфорационные отверстия метанол для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава и проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации спускают лифтовую колонну и осваивают скважину. Технический результат - повышение эффективности изоляции притока пластовых вод. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводненной подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации, при котором после глушения скважины и извлечения из нее лифтовой колонны в интервале от забоя до верхних перфорационных отверстий устанавливают цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание в необводненной части продуктивного пласта и на 3-5 м ниже текущего ГВК с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны. В стенке эксплуатационной колонны в интервале на 2-3 м выше и на 2-3 м ниже текущего ГВК выполняют технологические отверстия, через которые в глубину пласта закачивают водоизоляционную композицию, например пластифицированный с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементный раствор или гель. Устанавливают в стволе скважины в интервале на 3-4 м выше и на 3-5 м ниже текущего ГВК докрепляющий цементный мост из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, перекрывающего технологические отверстия. После ОЗЦ частично разбуривают докрепляющий цементный мост на 2-3 м выше текущего ГВК. Проводят повторную перфорацию существующего интервала перфорации, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза, с образованием нового интервала перфорации. Закачивают через вновь образованные перфорационные отверстия метанол, затем проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации. В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации спускают лифтовую колонну и осваивают скважину. Технический результат - повышение эффективности изоляции притока пластовых вод в скважине. 7 ил.

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами. В способе регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой пластовой температурой 90°C и выше или при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C, включающем закачку в пласт водного раствора соли алюминия и карбамида, закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, содержащую, % мас.: соль алюминия 1.0-3.0, карбамид 3.75-15.0 и воду - остальное, образующего в пласте золь, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, содержащую, % мас.: соль алюминия 3.5-17.0, карбамид 16.0-30 и воду - остальное, образующего в пласте гель. В качестве солей алюминия используют хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованную форму, причем гидроксохлорид алюминия содержит оксид алюминия 10-30%. Технический результат - повышение интенсивности добычи нефти за счет выравнивания профиля приемистости и образования водоизолирующего экрана. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин. В способе добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающем обводненность продукции скважин, включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу нефти через добывающие скважины до обводнения продукции скважин, приводящего к нерентабельности эксплуатации, последующее закачивание в скважины водоизолирующего состава, содержащего водонабухающие частицы с начальным размером меньшим проходного сечения обводненных трещин, оставление скважин на время структурирования состава, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, в добывающие и нагнетательные скважины в качестве водоизолирующего состава закачивают в несущей жидкости крошку из эластомера на основе резины от дробления профиля набухающего резинового «АКВАСТОП» или полиуретана от дробления герметизирующей прокладки «Плуг», с начальным размером частиц меньшим проходного сечения обводненных трещин, но большим проходного сечения пор нефтенасыщенных блоков пласта, ограниченно набухающую в воде, не менее чем на 300% за 24 часа, с концентрацией в несущей жидкости 3-40 мас.%, несущую жидкость используют на водной основе, загущенную полимером и содержащую деструктор вязкости, обеспечивающий деструкцию и высвобождение воды закачивания в пласт, после закачивания продавливают в пласт пресной водой. Технический результат - снижение обводненности продукции скважин в течение более продолжительного времени, повышение тампонирующих свойств водоизолирующего состава. 2 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной простаивающей газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале в условиях аномально низкого пластового давления и незначительной газоносной толщины оставшейся части продуктивного пласта. Обеспечивает дополнительную добычу газа из ранее простаивающей скважины, из ее потерянной для дренирования зоны при минимальных затратах на ее ремонт. Сущность изобретения: по способу отрезают и извлекают верхнюю часть лифтовой колонны, в обводненном основном стволе скважины устанавливают ликвидационный цементный мост, выше него в эксплуатационной колонне основного ствола вырезают окно и бурят дополнительный ствол, не выходящий за пределы призабойной зоны эксплуатационной колонны основного ствола обводненной скважины и с размещением башмака на 2-3 м выше газоводяного контакта - ГВК, обсаживают дополнительный ствол хвостовиком из обсадных труб и цементируют, перфорируют хвостовик на 5-7 м выше ГВК с образованием технологических отверстий под водоизоляцию, закачивают через эти отверстия водоизоляционную композицию, оттесняющую воду в глубину пласта и образующую водоизоляционный экран, докрепляют водоизоляционную композицию продавливаемым под давлением через технологические отверстия под водоизоляцию пластифицированным тампонажным цементным составом с повышенной проникающей способностью, устанавливают в хвостовике изоляционный цементный мост из тампонажного цемента нормальной плотности, перекрывающий технологические отверстия под водоизоляцию, после завершения периода ожидания затвердевания цемента и испытания изоляционного цементного моста на прочность и герметичность перфорируют хвостовик в верхней части продуктивного пласта и осваивают скважину. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности изоляционных работ, снижение обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: по способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и водоизоляционные работы в добывающих скважинах. Согласно изобретению для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут при вскрытой нефтенасыщенной толщине продуктивного пласта не менее 3 м и при стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев. При этом влияющие нагнетательные скважины должны обладать коэффициентом влияния не менее 0,4 и находиться в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей. 2 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 нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Технический результат: снижение коррозионной активности состава, увеличение технологической эффективности по ограничению прорыва воды и (или) газа. В способе регулирования проницаемости пласта, включающем последовательную закачку в скважину, через разделяющую оторочку пресной воды или нефти, жидких отходов производства цеолитов и инициатора гелеобразования, продавливание закачанных реагентов в пласт сточной водой или нефтью, в качестве инициатора гелеобразования используют раствор побочного продукта производства полиэтиленполиаминов - реагента ОХА. 4 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с горизонтальным или субгоризонтальным стволом. Обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта. Сущность изобретения: по способу проводят эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают колонну труб в горизонтальную часть скважины и заполняют затрубное пространство цементным раствором, проводят продавку цементного раствора в околоскважинную зону через колонну труб, прекращают продавку при выравнивании давлений в колонне труб и затрубье, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, очищают колонну труб от остатков цемента. Проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов. Прекращают технологическую выдержку после стабилизации показаний импульсного генератора нейтронов. По показаниям импульсного генератора нейтронов определяют нефтенасыщенные интервалы горизонтального ствола. Перфорируют нефтенасыщенные интервалы от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Ведут отбор нефти до обводнения интервала, проводят изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти. 1 пр.

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. В способе обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающем размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины, где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины. Композиция герметика для осуществления указанного способа, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение степени закупоривания больших зон поглощения рабочей жидкости в стволе скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки многопластовой залежи нефти и ограничения водопритока в добывающей скважине, вскрывшей два и более продуктивных пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа разработки многопластовой залежи нефти за счет поддержания эксплуатационного режима работы добывающей скважины и исключения фильтрации пластовой воды по затрубному пространству к верхнему продуктивному пласту скважины, тем самым продлевая период работы скважины, снижения обводненности продукции скважины и увеличения нефтеотдачи пласта. Способ разработки многопластовой залежи нефти включает вскрытие обсадной колонны, спуск на нососно-компрессорных трубах (НКТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания. Предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт. После отверждения в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта. Устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны. На нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов. Способ включает разбуривание эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности разработки нефтяных месторождений путем повышения прочности изоляции водонасыщенной зоны пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений. Согласно способу промывают песчаную пробку до нижних перфорационных отверстий существующего интервала перфорации и устраняют смятие эксплуатационной колонны. Затем во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, который цементируют раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации. После затвердевания цемента осуществляют перфорацию хвостовика и эксплуатационной колонны в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта до его кровли. В скважину спускают лифтовую колонну, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию. При этом в качестве цементного раствора применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. Технический результат заключается в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений. Технический результат заключается в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин и получении запланированных объемов добычи газа. Сущность изобретения: по способу промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны. Затем в существующий интервал перфорации закачивают водоизоляционную композицию, продавливают ее в продуктивный пласт с созданием водоизоляционного экрана, оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта продавочной жидкостью. После этого во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта и выше нижних отверстий существующего интервала перфорации. После завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше цементного стакана до кровли продуктивного пласта. Затем в скважину спускают лифтовую колонну на 1-2 м выше головы хвостовика. Осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел. Проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию. При этом в качестве водоизоляционной композиции применяют жидкое стекло, в качестве продавочной жидкости - метанол, в качестве цементного раствора - состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. В способе эксплуатации скважины, включающем закачку композиционного материала в пласт в интервал ниже водонефтяного контакта, проведение технологической выдержки и эксплуатацию скважины, предварительно проводят оттеснение воды из межтрубного пространства нефтью в интервал ниже водонефтяного контакта, для приготовления композиционного материала проводят заливку в межтрубное пространство скважины загустителя из расчета 1-5 кг на 1 м³ нефти, находящейся в межтрубном пространстве, и перемешивание загустителя с нефтью в межтрубном пространстве циркуляцией нефти с загустителем по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству, а закачку раствора нефти и загустителя из межтрубного пространства в интервал ниже водонефтяного контакта ведут в пульсирующем режиме под давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%, при этом после технологической выдержки эксплуатацию скважины в первые 5-15 сут. проводят в щадящем режиме с дебитом не более 50% от рабочего. Технический результат - сокращение добычи попутной воды. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам повышения эффективности работы скважин на месторождениях углеводородов, эксплуатация которых осложнена поступлением в залежи воды, пластовой или закачиваемой для поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение эффективности работы скважин на месторождениях углеводородов, эксплуатация которых осложнена поступлением в залежи воды. Сущность изобретения: способ включает использование скважины и спущенной в нее колонны лифтовых труб, закачку в продуктивный пласт жидкостной или жидкостно-газовой смеси, приготовленной с применением смесительного устройства, выкид которого сообщен с колонной лифтовых труб, а камеры низкого и высокого давления - с источниками газа и/или жидкости. Согласно изобретению закачку жидкостной или жидкостно-газовой смеси осуществляют в обводнившийся интервал продуктивного пласта периодически. На забое скважины в кольцевом пространстве между лифтовыми трубами и обсадной колонной в интервале выше и в пределах обводнившейся части продуктивного пласта устанавливают не менее двух пакеров. Кольцевое пространство в интервале установки пакеров заполняют неньютоновской жидкостью. В колонне лифтовых труб устанавливают два циркуляционных клапана. Один устанавливают в обводнившемся интервале пласта, а второй - выше верхнего пакера. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам создания малопроницаемого экрана в пористой среде в изолируемой зоне пласта при хранении газа в подземном хранилище. Технический результат: повышение надежности эксплуатационных характеристик экрана, снижение расхода пенообразователя и количества газа, используемых для пенообразования, а также затрат на бурение скважин. Сущность изобретения: производят проводку нагнетательной скважины в изолируемой зоне по траектории, сходной с конфигурацией кровли изолируемой зоны пласта. Затем закачивают в нее раствор пенообразователя с последующей подачей газа для пенообразования. Определяют минимальный горизонтальный поперечный размер экрана из условий фильтрации через экран газа и/или воды с учетом градиента давления на границах экрана за период, равный периоду максимальной закачки в хранилище газа или максимально допустимого отбора газа из данного хранилища. Минимальный вертикальный размер экрана принимают равным величине, составляющей не менее максимального расстояния от кровли пласта до газоводяного контакта в зоне создания экрана. Предпочтительно производят проводку нагнетательной скважины, траектория которой нормальна к вектору средней скорости пластового флюида в изолируемой зоне пласта. Предпочтительно также производят проводку наклонно направленной и/или горизонтальной нагнетательной скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на пласт, и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод. Способ получения состава включает перемешивание водного раствора и технического углерода, причем технический углерод предварительно диспергируют в водном разбавленном растворе метилцеллюлозы при соотношении компонентов, масс.%: технический углерод 15,0, метилцеллюлоза 0,05, вода - остальное. Затем полученную концентрированную суспензию перемешивают с водным раствором метилцеллюлозы и карбамида при следующем соотношении компонентов, масс.%: метилцеллюлоза 0,5-2,0, карбамид 2,0-20,0, технический углерод 0,5-5,0, вода - остальное. Состав для повышения нефтеотдачи пластов характеризуется вышеуказанным способом получения. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ограничении водопритоков в скважину. Обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Сущность изобретения: по способу осуществляют закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента, продавку низковязкой нефтью и проведение технологической выдержки. Согласно изобретению скважину глушат жидкостью глушения, проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа), закачивают в скважину не менее 8 м³ жидкости с плотностью, равной плотности жидкости глушения. Проводят закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента с расходом 2-10 м³/ч.