Способ выравнивания профиля приёмистости скважин

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта. Технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы. Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома с добавлением КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ. Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Известен способ выравнивания профиля приемистости скважин путем закачки смесей сополимера полиакриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солями трехвалентного хрома. Недостаток данного способа - невысокая эффективность перенаправления потоков из высокопроницаемых интервалов разреза в низкопроницаемые, связанная с высокой адсорбцией полимера [1].

Известен способ выравнивания профиля приемистости скважин путем последовательной закачки смеси полиакриламида со сшивателем и неионогенного ПАВ (НПАВ) с хлористым кальцием, затем - раствора НПАВ с хлористым кальцием [2]. Недостатком способа является низкая эффективность при температурах выше 65-70°С в связи с достижением точки помутнения НПАВ [3].

Известен способ последовательной закачки оторочек растворов катионоактивного ПАВ (КПАВ), затем - сшитого полимерного состава (СПС) на основе полиакриламида и сшивателя [4 - прототип].

Недостатки способа-прототипа следующие. За счет гидрофобизации и высокопроницаемых, и низкопроницаемых интервалов при воздействии КПАВ происходит увеличение проницаемости по воде как высоко-, так и низкопроницаемых интервалов. Соответственно, закачка СПС происходит в интервалы разной проницаемости согласно их проницаемости по воде. Видимый технический результат достигается за счет доотмывающих свойств КПАВ (в лабораторных опытах) и за счет гелеобразующих свойств СПС в промысловых экспериментах. То есть, перераспределение потоков воды при такой последовательности закачки реагентов происходит только за счет СПС, причем увеличение проникновения СПС со сшивателем после предварительной обработки интервала КПАВ происходит как в высоко-, так и в низкопроницаемых интервалах. Таким образом, выравнивание профиля приемистости по прототипу происходит не более эффективно, чем в способах, основанных на закачке только СПС.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома и оторочки раствора КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что оторочку раствора КПАВ закачивают после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ.

Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты.

Последовательность операций по предлагаемому способу следующая.

1. Закачка оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты (ПАА) со сшивателем совместно с КПАВ.

За счет предварительной закачки ПАА со сшивателем происходит непропорциональное снижение проницаемости: в высокопроницаемых интервалах снижение проницаемости происходит сильнее, чем в низкопроницаемых [5]; а благодаря присутствию КПАВ в указанной гелеобразующей оторочке СПС происходит увеличение проникновения указанной гелеобразующей оторочки СПС с КПАВ в пласт.

2. Закачка оторочки раствора КПАВ.

Данная закачка осуществляется в разрезе с уже отрегулированной (первой оторочкой) проницаемостью: высокопроницаемые интервалы свою проницаемость уже понизили существенно, и низкопроницаемые - незначительно. Поэтому оторочку КПАВ в большем объеме принимает низкопроницаемая часть разреза. Соответственно, после закачки оторочки раствора КПАВ проницаемость по воде за счет гидрофобизации в низкопроницаемых интервалах увеличивается существенно, а в высокопроницаемых - несущественно. За счет этого достигается более значительное перераспределение потоков воды в низкопроницаемые интервалы разреза.

В целом предлагаемая последовательность операций обеспечивает увеличение изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределение закачки воды в низкопроницаемые интервалы.

Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ может быть закачана оторочка кислоты или оторочка растворителя и оторочка кислоты.

Эффективность предлагаемого способа в сравнении с аналогами исследована экспериментально на водо- и нефтенасыщенных пористых средах и подтверждается следующими примерами.

Примеры (водонасыщенные пористые среды)

Опыты проводились на простейшей объемной модели, состоящей из двух параллельных кернодержателей, имеющих общий ввод и раздельный отбор флюидов. Соотношение проницаемостей высоко- и низкопроницаемых пористых сред ~5. Установка работала в режиме постоянных расходов. В данных экспериментах определялся параметр распределения R, равный отношению объемов воды, поступающей в высоко- и низкопроницаемый пласт (пористую среду) до и после закачки реагентов: R=Qв/Qн при закачке 0,3 Vпор реагентов и пяти поровых объемов воды в объемную модель.

Согласно предлагаемому способу первая оторочка представляет собой (СПС+КПАВ) объемом 0,15 Vпор; вторая оторочка - раствор КПАВ объемом 0,15 Vпор: общий объем, таким образом, составляет 0,3 Vпор. Эксперимент по прототипу - так же - общий объем закачиваемых реагентов 0,3 Vпор, но первая оторочка - раствор КПАВ, а вторая - СПС, каждая оторочка по 0,15 Vпор.

Результаты данной серии опытов на водонасыщенной модели приведены в таблице 1.

Пояснения к таблице 1.

Длина модели 50 см; диаметр кернов 3 см.

В опытах пористые среды получены из составных предварительно проэкстрагированных в спирто-бензольной смеси и отмытых от солей натурных кернов пласта БС10 Мамонтовского, Южно-Сургутского, Усть-Балыкского и Ефремовского месторождений соответствующих коллекций. Температура опытов 75°С. Модель воды обладала минерализацией 15 г/л. Общий объем закачки реагентов 0,3 Vпор, в том числе первая оторочка (СПС+КПАВ) 0,15 Vпор и вторая оторочка раствора КПАВ 0,15 Vпор. Состав оторочки СПС: 0,17% ПАА марки FP-107 (SNF, Франция); 0,017% ацетата хрома; концентрация КПАВ соответствует индексам (1), (2), (3) в таблице 1, данные индексы соответствуют концентрации 0,25, 0,5 и 1,0%; остальное - вода. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы. Например, 0,25% КПАВ - в СПС и 0, 25% КПАВ - во второй оторочке.

В экспериментах 3 (1), 3 (2) и 3 (3) использовался КЛАВ ИВВ-1 (ТУ 2482-006-48482528-99).

В экспериментах 4 (1), 4 (2) и 4 (3) использовался КПАВ Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002).

В экспериментах 5 (1), 5 (2) и 5 (3) использовался КПАВ «Синол-КАм» (ТУ 2482-001-484825-28-98).

Как видно из таблицы 1, предложенный способ превосходит и аналог, и прототип по эффективности перенаправления потоков из высокопроницаемых моделей в низкопроницаемые, что является наиболее информативным показателем эффективности потокоотклоняющих технологий [6].

Примеры (нефтенасыщенные пористые среды)

Опыты проводились на простейшей объемной модели пласта. Связанная вода в количестве, равном 27%, создавалась методом капиллярной вытяжки. Использовалась изовискозная модель нефти Ефремовского месторождения. На первом этапе фильтровалась вода до достижения предельной обводненности. Определялись коэффициент вытеснения по высоко- и низкопроницаемым моделям. Затем закачивались реагенты общим объемом 0,3 Vпор, в том числе первая оторочка (СПС+КПАВ) 0,15 Vпор и вторая оторочка раствора КПАВ 0,15 Vпор. Состав оторочки СПС: 0,17% ПАА марки FP-107 (SNF, Франция); 0,017% ацетата хрома; концентрация КПАВ соответствует индексам (1), (2), (3) в таблице 1, данные индексы соответствуют концентрации 0,25, 0,5 и 1,0%; остальное - вода. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы. Например, 0,25% КПАВ - в СПС и 0,25% КПАВ - во второй оторочке.

Затем прокачивали 5 Vпор воды и определяли прирост коэффициента вытеснения по каждой модели. Эффективность способов по аналогу, прототипу и заявляемому решению оценивали по приросту коэффициента вытеснения низкопроницаемой модели. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Пояснения к таблице 2.

В таблице 1 индексы (1), (2) и (3) соответствует концентрации КПАВ 0,25; 0,5 и 1,0%. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы.

В экспериментах 3 (1), 3 (2) и 3 (3) использовался КПАВ ИВВ-1 (ТУ 2482-006-48482528-99).

В экспериментах 4 (1), 4 (2) и 4 (3) использовался КПАВ Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002).

Как видно из таблицы 2, предложенный способ превосходит и прототип, и аналог по эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемой модели.

Таким образом, перенаправление фильтрационных потоков подтверждается и на нефтенасыщенной модели, которая учитывает изменения фазовых проницаемостей.

Выбор концентраций КПАВ в диапазоне от 0,25 до 1,0% объясняется необходимостью не менее чем в 1,5 раза превысить критическую концентрацию мицеллообразования (ККМ), которая разнится для разных КПАВ.

Добавка КПАВ в первый цикл закачки вместе с СПС необходима для увеличения глубины проникновения гелевой оторочки. В частности, на фиг. 1 показаны реограммы при времени экспозиции 10 минут. Из рисунка видно, что композиция данных химреагентов, содержащих КПАВ, имеет гораздо более низкие реологические параметры. Так, при скорости 1/с эффективная вязкость СПС без добавки КПАВ составляет 17,23 мПа·с, в то время как с добавкой - всего 7,95 мПа·с, т.е. почти в 2 раза меньше.

На фиг. 2 показаны реограммы при времени экспозиции 72 часа. Из рисунка видно, что реологические свойства сшитой полимерной системы с добавкой КПАВ и без нее практически не отличаются. Таким образом, реологические свойства гелевого экрана после сшивки не ухудшаются добавкой КПАВ.

Также ниже представлены промысловые примеры 1 и 2 реализации предлагаемого способа с оптимизацией его путем дополнительной закачки оторочки кислоты или оторочки растворителя и оторочки кислоты между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ.

Промысловый пример 1

Проведение работ по обработке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сшитым полимерным составом и КПАВ с последующим воздействием органическим растворителем, кислотой и КПАВ

Месторождение - Тарасовское

Пласт БП - 14

Скважина - 285

Куст - 256

2. Цель работы: Выравнивание фронта нагнетаемых вод

3. Порядок выполнения работ

3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Завоз на куст химреагентов в следующем количестве:

3.1.2. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

3.1.3. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

3.1.4. Монтаж технологической линии водоснабжения от соседней нагнетательной, либо водовода обрабатываемой скважины.

3.1.5. Обвязка технологической линии водоснабжения с эжектором для забора реагента и далее - с промежуточной емкостью (установкой приготовления раствора полимера) для приготовления состава рабочего агента.

3.1.6. Обвязка всасывающей линии насосного агрегата с промежуточной емкостью.

4. Приготовление рабочих растворов

Приготовление рабочего водного раствора производится путем дозирования реагента полиакриламида, ацетата хрома (СПС), а также КПАВ в промежуточную емкость, исходя из фактической производительности насосного агрегата с учетом приготовления состава заданной концентрации.

5. Порядок проведения работ ЦИКЛ-1

Проведение работ по закачке СПС+КПАВ (первый цикл) в следующих количествах:

6. Порядок проведения работ ЦИКЛ-2

Проведение работ по закачке порции растворителя, затем - порции кислоты,

затем - раствора КПАВ в следующих количествах:

6.1. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

6.2. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

6.3. Подбивка насосного агрегата. Закачка растворителя марки Нефрас А 150-330 в трубное пространство скважины.

6.4. Подбивка агрегата. Закачка кислоты соляной технической (15%) в трубное пространство скважины.

6.5. Продавка растворителя и кислоты в пласт водным раствором КПАВ, не превышая давления опрессовки эксплуатационной колонны.

6.6. Производство демонтажа нагнетательной линии по закачке состава в обрабатываемую скважину по окончании работ. Запуск скважины в работу.

Промысловый пример 2

Проведение работ по обработке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сшитым полимерным составом с КПАВ с последующим кислотным и КПАВ воздействием

Месторождение - Тарасовское

Пласт БП-14

Скважина - 271

Куст - 254

1. Геолого-техническая характеристика

2. Цель работы: Выравнивание фронта нагнетаемых вод

3. Порядок выполнения работ 3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Завоз на куст химреагентов в следующем количестве:

3.1.2. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

3.1.3. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

3.1.4. Монтаж технологической линии водоснабжения от соседней нагнетательной, либо водовода обрабатываемой скважины.

3.1.5. Обвязка технологической линии водоснабжения с эжектором для забора реагента и далее с промежуточной емкостью (установкой приготовления раствора полимера) для приготовления состава рабочего агента.

3.1.6. Обвязка всасывающей линии насосного агрегата с промежуточной емкостью.

4. Приготовление рабочих растворов

Приготовление рабочего водного раствора производится путем дозирования реагента полиакриламида, ацетата хрома (СПС), а также КПАВ в промежуточную емкость, исходя из фактической производительности насосного агрегата с учетом приготовления состава заданной концентрации.

5. Порядок проведения работ ЦИКЛ-1

Проведение работ по закачке СПС+КПАВ (первый цикл) в следующих количествах:

6. Порядок проведения работ ЦИКЛ-2

Проведение работ по закачке порции кислоты, затем - раствора КПАВ в следующих количествах:

6.1. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

6.2. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

6.3. Подбивка кислотного агрегата. Закачка кислоты.

6.4. Продавка кислоты в пласт водным раствором ПАВ, не превышая давления опрессовки эксплуатационной колонны.

6.5. Производство демонтажа нагнетательной линии по закачке состава в обрабатываемую скважину по окончании работ. Запуск скважины в работу.

Указанные промысловые работы (промысловые примеры 1 и 2) осуществлены на двух нагнетательных скважинах 271 и 285 на участке Тарасовского месторождения (представлен на фиг. 3). Эффект от воздействия оказался равен 2,561 тыс. тонн дополнительной нефти.

Источники информации

1. А. Телин, М. Хлебникова, В. Сингизова, Г. Калимуллина, А. Хакимов, И. Кольчугин, Т. Исмагилов. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт // Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. - 2002. - №4. - С. 41-45.

2. Пат. 2279540 от 10.07.2006. Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта.

3. Конюхов В.Ю. Полимеры и коллоидные системы: Учеб. пособие для специальности. - М: Изд-во МГУП, 1999. - 256 с., глава 17.

4. Пат. 2143552 от 27.12.1999. Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин.

5. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений / М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2010. - С. 173-174.

6. Разработка нефтяных месторождений. Кн. в 4-х томах, М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин / Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Латыпов А.Р., Телин А.Г., Исмагилов Т.А.

1. Способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий закачку оторочки СПС - сшитого трехвалентным хромом полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты с добавкой КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти из малопродуктивных пластов. Способ осуществляется путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством.

Изобретение относится к области добычи газа и может быть применено для управления режимами работы газодобывающей скважины. Управление режимами работы газодобывающей скважины формируют на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющим регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом uкв.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне лифтовых труб пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления (СУ), герметически пропущенным через устьевую арматуру, регулировочный электроклапан (РЭК), включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом, и датчики телемеханической системы (ТМС), и стыковочный узел, сообщающийся с заборщиком флюида из нижнего пласта и состоящий из телескопически сопрягаемых штуцера, установленного на пакере, и ниппеля, пристыкованного к хвостовику, присоединенному к торцу электропривода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин с двумя горизонтальными стволами. Технический результат - повышение надежности конструкции для многостадийного разрыва пластов в горизонтальных стволах.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.
Наверх