Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях. Технический результат - обеспечение безопасности рабочего персонала за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, повышение экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин содержит, мас.%: известь негашеную 4; гидроксиэтилцеллюлозу 0,5; соду каустическую (гидроокись натрия) 0,3; воду пресную (техническую) или минерализованный рассол (рапу) остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях.

Технологические решения вопросов капитального ремонта скважин исходят из необходимости ремонта и замены вышедшего из строя наземного, подземного оборудования и насосно-компрессорных труб (далее - НКТ).

Для обеспечения качественного и безопасного выполнения работ по капитальному ремонту скважин, предусматриваются следующие виды работ и комплекс организационных мероприятий: подготовка скважины к ремонту, глушение, замена вышедших из строя НКТ и подземного оборудования, ревизия колонных и трубной головок и фонтанной арматуры, подготовка к освоению, вызов притока. В процессе капитального ремонта в обязательном порядке должны соблюдаться требования газовой безопасности.

Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин - это специальные растворы, используемые в ходе производства работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Помимо выполнения функции компенсации пластового давления за счет своей плотности, эти технологические жидкости должны характеризоваться минимальным воздействием на продуктивный пласт, не нарушающим фильтрационно-емкостные свойства коллектора в процессе выполнения работ по заканчиванию и ремонту скважин.

Применение растворов, оказывающих минимальное негативное воздействие на состояние продуктивной зоны пласта (далее - ПЗП), способно принести ощутимые результаты в плане повышения продуктивности скважин.

К основным функциям технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин относятся:

1. компенсация избыточного давления пластовых флюидов;

2. минимизация нарушения фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

3. обеспечение устойчивости стенок скважины (в открытом стволе);

4. предотвращение поглощения раствора в продуктивный пласт;

5. гидротранспорт твердой фазы;

6. обеспечение стабильности свойств раствора;

7. обеспечение безопасных условий труда.

При производстве работ на сероводородсодержащих месторождениях главным требованием к буровым растворам является связывание сероводорода, поступившего в ствол скважины и недопущение его появления в рабочей зоне.

Анализ существующего уровня техники из технической литературы показал следующее.

Известен буровой раствор, содержащий, мас. %: хлорид натрия - 12, ксантановый биополимер - 0,2-0,4, крахмальный реагент - 2,5-3, каустическая сода - 0,05, пеногаситель - 0,2, мел технический - 15, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза - 1-1,5, нейтрализатор сероводорода ЖС-7 - 7, антисептик Remacid - 0,1, вода пресная (техническая) - остальное. (Регламент по приготовлению и применению буровых растворов с кислоторастворимой твердой фазой при ремонте скважин на Астраханском ГКМ. Введ. 04.12.2009. - Астрахань, 2009. - 27 с.).

Известный буровой раствор является многокомпонентным, что затрудняет приготовление, регулирование свойств раствора в процессе капитального ремонта, увеличивает его стоимость в целом. При попадании сероводорода в буровой раствор происходит снижение рН до значения 5-6 единиц, что ведет к резкому изменению его свойств - коагуляции, деструкции химических реагентов бурового раствора, что, в свою очередь, может привести к прихвату бурильного инструмента или поглощению бурового раствора.

Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа заявляемого решения, является биополимерный буровой раствор (патент РФ №2236429 «Биополимерный буровой раствор», С09К 359, опубликовано 20.09.2004), рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас. %: ксантановый биополимер Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент ПУЩР - 10,0-15,0, вода - остальное.

Недостатками указанного биополимерного бурового раствора являются невозможность его применения в условиях сероводородной агрессии ввиду отсутствия в составе раствора реагента для связывания сероводорода, что снижает безопасность проведения работ по капитальному ремонту скважин, а также ухудшает экологическую обстановку в связи со сбрасыванием в шламосборник отработанного (после контакта с сероводородом) бурового раствора, в виде пастообразной массы с остаточными количествами непрореагировавшего растворенного сероводорода. Все это приводит к значительным затратам времени на приготовление нового объема раствора и на дополнительную обработку бурового раствора в процессе капитального ремонта для поддержания необходимых параметров.

Основной технической задачей заявляемого изобретения является обеспечение безопасности рабочего персонала (буровой бригады), за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, и повышение экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.

Поставленная задача достигается тем, что известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин, содержащий известь негашеную, гидроксиэтилцеллюлозу и воду или минерализованный рассол (рапу), дополнительно содержит соду каустическую (гидроокись натрия) в целях создания дополнительного «буфера» для поддержания рН среды не ниже 12 единиц при следующем соотношении компонентов, мас.%: известь негашеная - 4, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,5, сода каустическая (гидроокись натрия) - 0,3, вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время - остальное.

В заявляемом изобретении используются следующие компоненты.

Известь негашеная (окись кальция) - ГОСТ 9179-77 для создания и регулирования щелочной среды бурового раствора. Исходя из опыта применения извести негашеной в буровых растворах оптимальная концентрация составляет 4 мас.%.

Сода каустическая (гидроокись натрия) - ГОСТ Р 55064-2012 в качестве дополнительного источника гидроксид-ионов для поддержания величины рН среды не ниже 12 единиц. Оптимальная концентрация соды каустической (гидроокиси натрия) составляет 0,3 мас.%. Уменьшение или увеличение концентрации соды каустической (гидроокиси натрия) приводит соответственно к снижению или увеличению рН известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин.

Гидроксиэтилцеллюлоза - для загущения известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин, в качестве структурообразователя, например, Сульфацелл 2-2000 ТУ 2231-013-32957739-2009, явлющийся экологически безвредным и биоразлагаемым продуктом. Использование Сульфацелл 2-2000 в количестве 0,5 мас.% приводит к увеличению реологических параметров, таких как вязкость и стабильность известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин. Содержание в известковом буровом растворе Сульфацелл 2-2000 более 0,5 мас.% экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения реологических свойств при увеличении количества этого компонента не происходит.

Для предотвращения замерзания известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин при проведении буровых работ в зимний период в качестве дисперсионной среды (основы) известкового бурового раствора применяют насыщенный хлоридом натрия минерализованный рассол (рапу).

Реакции нейтрализации сероводорода в известковом буровом растворе для капитального ремонта скважин протекают по следующим схемам:

1. H2S+NaOH↔NaHS+H2O;

2. H2S+Са(ОН)2↔CaS+2H2O.

Наличие в составе рецептуры известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин каустической соды (гидроокиси натрия) способствует поддержанию величины водородного показателя рН раствора на уровне 12 единиц, связыванию сероводорода гидроокисью кальция, что способствует повышению безопасности проведения работ по капитальному ремонту скважин.

Таким образом, предлагаемый известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин обеспечивает достижение заявляемого технического результата. В результате патентного поиска не выявлены известные технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату. Заявляемый известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин соответствует условию «изобретательский уровень». Что касается соответствия такому критерию, как «промышленная применимость», то проведенная экспертная проверка на пяти скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения в процессе проведения капитального ремонта скважин показала возможность применения предлагаемого изобретения или известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин с заявленной совокупностью существенных признаков.

Заявленный известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин (нефтяных и газовых) с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях готовят следующим образом.

В дисперсионной среде (вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время) растворяют известь негашеную, затем при тщательном перемешивании добавляют гидроксиэтилцеллюлозу и каустическую соду (гидроокись натрия). Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов, что фиксируется прекращением повышения вязкости бурового раствора и увеличением рН раствора до 12 единиц. Все реагенты вводят в сухом виде. В результате получается известковый буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: известь негашеная - 4, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,5, сода каустическая (гидроокись натрия) - 0,3, вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время - остальное.

В соответствии с предлагаемым техническим решением были приготовлены различные варианты известкового бурового раствора, отличающиеся следующими техническими параметрами, представленными в таблице 1. Проведенные испытания показывают, что изменение содержания компонентов в меньшую сторону не обеспечивает необходимых технологических параметров.

Таблица 1

Параметры известкового бурового раствора для проведения работ на скважинах с низкими пластовыми давлениями на сероводородсодержащих месторождениях

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: обеспечивается безопасность рабочего персонала (буровой бригады) за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, повышается экономическая эффективность проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора, без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же за счет использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.

Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин, включающий известь негашеную, гидроксиэтилцеллюлозу и воду или минерализованный рассол (рапу), отличающийся тем, что дополнительно содержит соду каустическую (гидроокись натрия), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

известь негашеная 4
гидроксиэтилцеллюлоза 0,5
сода каустическая (гидроокись натрия) 0,3
вода пресная (техническая) или
минерализованный рассол (рапа) остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит, мас.%: формиат натрия 37-40; полисахарид ксанатанового типа «Гламин» 0,20-0,25; модифицированный крахмал «МК-3» 1,10-1,20; гидрофобизирующую жидкость «Основа-ГС» 1,00-1,20; смазывающую добавку «СМЭГ» 1,25-1,50; пеногаситель Полидефом 0,15-0,20; кольматирующую добавку МР-4 10; воду - остальное; утяжеляющую добавку до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - оптимальные структурно-реологические свойства бурового раствора для применения на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, предотвращение поглощений бурового раствора при проведении внутрискважинных работ, морозостойкость, нейтрализация сероводорода, минимизация негативной экологической нагрузки на окружающую среду. Облегченный буровой раствор по первому варианту включает, мас.%: мел технический 3; крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; воду пресную техническую 80,8-85,8. Облегченный буровой раствор по второму варианту включает, мас.%: мел технический 3; крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; рапу 80,8-85,8. Облегченный буровой раствор по третьему варианту включает, мас.%: крахмал модифицированный 4; нейтрализатор сероводорода ЖС-7 2; ксантановый биополимер 0,1; натр едкий технический 0,1; полые стеклянные микросферы из натрий-боросиликатного стекла 5-10; воду пресную техническую 83,8-88,8. 3 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин. Предлагается термоисточник для термогазодинамического разрыва пласта, включающий корпус с герметичными торцами, снаряженный газогенерирующим при сгорании композиционным материалом, состоящим из смеси аммиачной селитры гранулированной марки Б, катализатора, энергетической добавки, горючего связующего, и воспламенитель, срабатывающий от электрической спирали, где указанный композиционный материал содержит в качестве катализатора перманганат калия, в качестве энергетической добавки - техуглерод марки П-803, в качестве горючего связующего - эпоксидный компаунд, включающий, мас.%: эпоксидную смолу марки ЭД-20 – 76, пластификатор марки ЭДОС – 8, агидол марки АФ-2М – 16, при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 75,0-80,0, перманганат калия 7,0-11,0, техуглерод марки П-803 4,0-6,0, эпоксидный компаунд 7,0-14,0 и введен путем его формирования послойным прессованием непосредственно в корпус термоисточника в виде твердого монолитного материала. Технический результат - повышение энергетических характеристик и упрощение процесса изготовления устройства для термогазодинамического разрыва пласта. 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к способу получения концентрированной депрессорной суспензии и ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает смешение полиальфаолефина в растворе спирта, в качестве которого используют бутанол и/или гексанол, при добавлении стабилизатора анионного или катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой бензалкониум хлорид или лаурилсульфат натрия. При этом полиальфаолефин выбирают из группы, включающей полиэтилен, полипропилен, полигексен или их смеси. Способ позволяет получить химические реагенты, снижающие температуру застывания нефтепродуктов: нефти, мазута, конденсата, судового и дизельного топлива. 5 пр.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа, и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки, содержащей одно или более соединений-усилителей, выбранных из указанной выше группы. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, по меньшей мере, один ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений – усилителей в указанную жидкость, где жидкость содержит воду, по меньшей мере, один ААСП, количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности удаления используемого при обработке полимера после ее завершения. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях. Технический результат - обеспечение безопасности рабочего персонала за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, повышение экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин содержит, мас.: известь негашеную 4; гидроксиэтилцеллюлозу 0,5; соду каустическую 0,3; воду пресную или минерализованный рассол остальное. 1 табл.

Наверх