Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .составы для глинизации стенок скважин, т.е. составы для временного уплотнения стенок скважин – C09K 8/50

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 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.

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере. Развертывают скважинное уплотнение в стволе скважины в первой фазе. Воздействуют на скважинное уплотнение текучей среды ствола скважины, при этом осуществляется переход уплотнения во вторую фазу под воздействием текучей среды ствола скважины. Причем дискретные части первого материала отличаются взаимодействиями между собой и/или с базовым полимером, более слабыми перед воздействием текучей среды ствола скважины, чем после воздействия. При этом первая фаза отличается первым модулем упругости, и вторая фаза отличается вторым модулем упругости, второй модуль больше первого модуля. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил., 2 пр., 4 табл.

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.

Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м ³. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м ³/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м³ продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.

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 способом заводнения. Способ получения акрилового реагента для ограничения притока вод в нефтяную скважину заключается в том, что гидролизуют в растворе натра едкого влажные отходы волокна Нитрон в течение 2,5-3 ч при температуре 95-100°С, при следующем соотношении компонентов, мас.%: отходы волокна Нитрон (в пересчете на абсолютно сухое волокно) - 9-12; натр едкий - 6-8; вода - остальное. Технический результат заключается в получении на основе влажных отходов волокна Нитрон акрилового реагента, обеспечивающего высокоэффективное ограничение водопритока в добывающие скважины. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает глинопорошок, полимер, древесную муку и воду, в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: глинопорошок - 100, полиакриламид Праестол 2540-0,10-0,20, древесная мука - 2,0-4,0, вода - 200-400. Способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине включает приготовление и закачку состава. Предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов. Состав содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР, пленкообразующий гидрофобизатор, бентонитовый порошок, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель, при следующем содержании компонентов (мас.%): нефтенол АБР 1-10, пленкообразующий гидрофобизатор 1-20, бентонитовый порошок 1-10, легколетучий углеводородный растворитель - остальное. Технический результат - повышение степени водоизоляции. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение времени гелеобразования составов, увеличение прочностных и улучшение вязкостных характеристик образовавшегося геля. Состав для водоизоляционных работ, включающий силикат натрия, концентрированную кислоту: ортофосфорную, соляную, серную или уксусную и пресную воду, дополнительно содержит моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 5,0-12, указанная концентрированная кислота 0,65-1,8, моноэтаноламин 0,17-0,7, вода - остальное. 8 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны. При осуществлении способа перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м. Через насосно-компрессорные трубы закачивают нефть из расчета 2 м на 1 м эффективной толщины пласта и вытесняют из зоны изоляции воду. После этого закачивают раствор микродура R-U с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%: микродур R-U 51,4-54,9; сульфацелл 2,3-1,1; вода 46,3-44,0. Технический результат - повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, а также снижение срока изоляционных работ. 1 табл.

Изобретение относится к способу изоляции обводненных участков нефтяного пласта и может найти применение в нефтедобывающей отрасли. Технический результат - повышение эффективности нефтеотдачи обводненных участков нефтяного пласта. В способе изоляции обводненных участков нефтяного пласта путем закачки в него водоограничительного состава в качестве водоограничительного состава используют суспензию, состоящую из одной части активного ила и девяти частей канализационной воды и имеющую эффективную массу, равную 1,15:1,25 г/см³ , получаемую смешением активного ила и канализационной воды в первичных отстойниках очистных сооружений - аэротенках с одновременной очисткой в них воды до экологически безопасного состава, при этом отбор такой суспензии для закачки в нефтяной пласт осуществляют после поступления ее из первичных отстойников во вторичные.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к водо-газоизоляционным работам в скважинах, и направлено на повышение эффективности водоизоляционных работ. Технический результат - увеличение дебитов продукции за счет повышения качества водоизоляционных работ в скважинах. В способе изоляции притоков воды в высокообводненных нефтегазовых пластах, заключающемся в закачке в пласт кремнийорганических соединений, предварительно в пласт закачивают ацетон с добавкой 0,2% сепарола. 1 табл.