Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. Способ включает приготовление изолирующего состава на основе пластовой воды высокой степени минерализации, в которую при нагреве до 80°С дополнительно вводят хлориды кальция или магния до максимального насыщения ими пластовой воды при данной температуре, микрокремнезем конденсированный МК-85 в количестве 6-10% по массе, к объему перенасыщенного рассола, хризотил марки 4-20 в количестве 1,5-2% по массе, к объему перенасыщенного рассола. Осуществляют последовательное закачивание под давлением в водонасыщенный пласт с аномально высоким пластовым давлением буферной жидкости, в качестве которой используют подогретую до 80°С пластовую воду, и изолирующего состава. Выполняют технологическую выстойку для получения закупоривающего осадка в максимальном объеме. После чего производят окончательное задавливание состава в пласт с ограниченным избыточным давлением для доуплотнения продуктов осадкообразования в трещинах пласта и формирования непроницаемого армированного блокирующего экрана в зоне проникновения состава. Техническим результатом является повышение надежности изоляции трещиноватых напорных пластов с аномально высокими давлениями и умеренными температурами, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. 1 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. Наличие таких водопроявлений не позволяет осуществлять безопасное углубление скважины, а также приводит к загрязнению окружающей среды при больших объемах изливающихся агрессивных вод, содержащих от 350 г/дм3 до 650 г/дм3 хлоридов кальция, магния, калия, натрия, брома и других солей.

Известен способ изоляции пористых и трещиноватых пластов, который включает предварительную закачку в поглощающий пласт пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1077-1190 кг/м3 или солевой раствор (хлориды кальция, магния), а затем герметизирующего состава, который может содержать дисперсный наполнитель (бентонит, мел, асбест и т.п.) [SU 1504331 А1, МПК Е21В 33/138 (2000.01), опубл. 1989]. Способ обеспечивает образование изоляционного экрана в призабойной зоне скважины.

Недостатком известного способа является невозможность эффективной изоляции трещиноватых водонасыщенных пластов высокой проницаемости с аномально высокими давлениями по причине разбавления нагнетаемых растворов пластовой водой и образования недостаточного объема изолирующего материала для закупорки порового пространства.

Известен способ борьбы с рапопроявлением при бурении скважин, заключающийся в последовательном закачивании в линзу буферной жидкости, двух составов тампонажных растворов с дифференцированными сроками схватывания в суммарном объеме, равном объему излившейся рапы при давлении, обеспечивающем расширение трещин рапоносной линзы до момента резкого возрастания избыточного давления на устье скважины, после чего производят резкий сброс давления до величины, обеспечивающей максимальное смыкание трещин в приствольной зоне скважины [SU 997707 А1, МПК Е21В 33/138 (2000.01), опубл. 30.11.1982].

Недостатками известного способа являются его трудоемкость и высокие риски локального гидроразрыва пласта/линзы при создании избыточного давления для повторного раскрытия трещин, с целью обеспечения максимальной глубины задавливания буферной жидкости и тампонажных растворов в линзу. В результате возможно направленное поглощение нагнетаемых жидкостей в зону разрыва линзы без их равномерного радиального размещения относительно ствола скважины и повторное возникновение проявлений рапы из неизолированных зон линзы.

Наиболее близким по сущности является способ техногенного эпигенеза тампонирования водопроницаемых участков или зон в соляных горных породах, включающий вскрытие зон повышенной водопроницаемости тампонажными скважинами, подготовку на поверхности соляных растворов, при необходимости их подогрев (до 20-25°С) и закачку в зону тампонирования, отличающийся тем, что в качестве тампонажного состава используют насыщенные истинные растворы солей или естественные рассолы, которые в условиях снижения температуры до 10-15°С (на глубине залегания соляной толщи) выделяют в осадок избыток соли, тампонирующий водопроводящие трещины [RU 2363848 С1, МПК Е21С 41/20 (2006.01), Е21В 33/13(2006.01), опубл. 10.08.2009].

Известный способ предназначен только для изоляции водопроводящих участков или зон в соляных горных породах и не может быть использован непосредственно при строительстве эксплуатационных нефтяных, газовых или разведочных скважин, вскрывающих межсолевые высокопроницаемые трещиновато-кавернозные карбонатные пласты, характеризующиеся проявлениями высокоминерализованных вод в результате наличия аномально высоких пластовых давлений. Учитывая ограничения по температуре применения, способ не позволяет произвести эффективную закупорку высокопроницаемых трещиновато-кавернозных несолевых (карбонатных) пород, содержащих пластовую воду с высокой концентрацией хорошо растворимых хлоридов кальция и магния при температурах от 35°С до 60°С, поскольку объем образующегося осадка недостаточный для полной закупорки пор и каверн пласта с аномально высоким пластовым давлением. Кроме того, строительство дополнительных тампонажных скважин на большую глубину только для ликвидации водопроницаемых участков является дорогостоящим мероприятием.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается при использовании изобретения, является создание способа, обеспечивающего изоляцию высокопроницаемых трещиноватых пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации в условиях аномально высоких пластовых давлений и умеренных температур с использованием состава на основе пластовой воды.

При использовании изобретения достигается технический результат, который заключается в повышении надежности изоляции трещиноватых и кавернозно-поровых напорных пластов с аномально высокими давлениями и умеренными температурами, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации, а также снижении затрат на проведение изоляционных работ.

Сущность изобретения как технического решения выражается в следующей совокупности существенных признаков, достаточной для решения указанной технической проблемы и получения обеспечиваемого при использовании изобретения технического результата.

Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации включает стравливание пластовой воды из проявляющего пласта до стабилизации расхода и накапливание ее на поверхности в отдельных емкостях, приготовление изолирующего состава на основе пластовой воды высокой степени минерализации, в которую при нагреве до 80°С дополнительно вводятся хлориды кальция или магния (до максимального насыщения ими пластовой воды при данной температуре), микрокремнезем конденсированный МК-85 в количестве 6-10% (по массе, к объему перенасыщенного рассола), хризотилового волокна (хризотила) в количестве 1,0-2% (по массе, к объему перенасыщенного рассола), последовательное закачивание под давлением в водонасыщенный пласт с аномально высоким пластовым давлением буферной жидкости (подогретая до 80°С пластовая вода) и изолирующего состава, обеспечивающие необходимое проникновение состава в пласт и контролируемое по времени и давлению объемное осадкообразование за счет сочетания факторов кристаллообразования солей при естественном охлаждения перенасыщенного состава до пластовой температуры и наличия высокодисперсной и волокнистой твердой фаз, с формированием непроницаемого армированного блокирующего экрана в зоне проникновения состава.

Наличие высокодисперсного нерастворимого наполнителя МК-85 позволяет увеличить объем осадка и обеспечивает ускорение (инициирование) кристаллизации избытка солей при снижении температуры от 80°С до пластовой, поскольку микрочастицы МК-85 являются уже готовым центром кристаллизации.

Хризотил играет роль кольматирующего и связующего материала, позволяющего эффективно закупоривать высокопроницаемые трещины, каверны и предотвращать поглощение состава на стадии закачивания и продавливания в пласт, а также стабилизирующего компонента, исключающего седиментационное выпадение МК-85. При сочетании хризотила с МК-85 увеличивается объем осадка, а также, благодаря волокнистой структуре хризотила и созданию дополнительных сопротивлений, происходит замедление продвижения осадка по трещинам и постепенное формирование, и уплотнение армированной блокирующего экрана, стойкого к последующему воздействию аномально высокого пластового давления.

В экспериментах в качестве облегчающей добавки использован микрокремнезем конденсированный МК-85 или МК-65 Челябинского электрометаллургического завода по ТУ 5743-048-02495332-96, который представляет собой ультрадисперсный материал, состоящий из частиц сферической формы (диаметром 0,25 мкм и менее), получаемый в процессе газоочистки печей при производстве кремнийсодержащих сплавов. Основным компонентом материала является диоксид кремния аморфной модификации.

В качестве волокнистого материала использован хризотил марки 4-20 по ГОСТ 12871-2013, который является волокнистым минералом класса силиката, группы серпентинита, имеющий химический состав близкий к Mg3Si2O5(OH)4, щелочестоек, нерастворим в воде, химически инертен.

В лабораторных условиях определяют необходимое количество хлорида кальция (или хлорида магния), которое может быть максимально растворено в пластовой воде, подогретой до 80°С.

Например, в случае высокоминерализованных пластовых вод месторождений Восточной Сибири (Ковыктинское, Чиканское, Знаменское и др.), содержащих 600-645 г/дм3 в основном хлоридов кальция, магния, натрия, калия, брома (плотностью 1,415 г/дм3), для приготовления рассола с максимальным насыщением по хлориду кальция при температуре 80°С, добавка безводного СаСl2 может составлять до 60% (по массе) (или 28% объемных) от исходного объема пластовой воды, а хлорида магния типа MgCl2*6H2O - до 80% (по массе) (или 15% объемных) (таблица 1).

После приготовления перенасыщенного рассола осуществляют ввод нерастворимых компонентов МК-85 и асбеста, и полученный изолирующий состав перемешивают до получения однородной гомогенной суспензии.

С целью определения допустимого времени операции по закачиванию изолирующего состава в проявляющий пласт определяют интенсивность снижения температуры состава на основе перенасыщенного рассола от 80°С до пластовой температуры, время и температуру начала осадкообразования, а также объем образовавшегося осадка солей и нерастворимых компонентов.

В случае перенасыщенного хлоридом кальция рассола с добавкой 9% МК-85 и 1,5% хризотила марки 4-20, время охлаждения его от 80°С до пластовой температуры 42°С составило 55 мин (состав 1). Максимальное образование осадка в виде кристаллизовавшихся солей и твердой фазы (МК-85 и хризотила) произошло через 65 мин после выдержки при достигнутой температуре, а объем кристаллического армированного осадка составил до 75% от объема изолирующего состава. Таким образом, фактический объем образовавшегося при охлаждении осадка превышает объем дополнительно введенного СаСl2, что свидетельствует о возможности увеличения объема осадка за счет наличия высокодисперсной и волокнистой твердой фазы и кристаллизации из перенасыщенного рассола на поверхности МК-85, совместно с хлоридом кальция, и других солей.

В случае перенасыщенного хлоридом магния рассола указанного состава с добавкой 7% МК-85 и 2,0% хризотила марки 4-20, время охлаждения его от 80°С до пластовой температуры 42°С составило 90 мин (состав 8). Максимальное образование осадка в виде кристаллизовавшихся солей и твердой фазы (МК-85 и хризотила) произошло через 120 мин после выдержки при достигнутой температуре, а объем кристаллического армированного осадка составил до 70% от объема изолирующего состава. Фактический объем образовавшегося при охлаждении осадка также превышает объем дополнительно введенного MgCl2, благодаря сочетанию факторов кристаллообразования солей, при естественном охлаждения перенасыщенного состава до пластовой температуры, наличия дополнительной высокодисперсной и волокнистой твердой фазы и кристаллизации из перенасыщенного рассола на поверхности МК-85, совместно с хлоридом магния, и других солей.

Увеличение в составах дозировки МК-85 более 10% не приводит к существенному ускорению осадкообразования и увеличению объема осадка, а уменьшение дозировки менее 6% не позволяет обеспечить осадкообразование в короткие сроки, а объем осадка составляет менее 50% от объема изолирующего состава.

В случае ввода хризотила в количестве менее 1,0% возможно осаждение МК-85 до охлаждения состава, что приводит к замедлению кристаллообразования солей и уменьшению конечного объема осадка. При вводе хризотила более 2% происходит формирование более объемного, но менее плотного осадка, что может снизить блокирующие свойства состава.

Способ осуществляют следующим образом. После стабилизации расхода изливающейся пластовой воды и накапливания ее в отдельных емкостях, определяют приемистость проявляющего пласта, для выбора давления и необходимого расхода жидкостей (буферной и изолирующего состава).

Полученную при изливе из скважины пластовую воду подогревают в отдельной емкости, оборудованной «терморубашкой» и перемешивающим устройством, до температуры 80°С (не следует производить непосредственный нагрев рапы паром, поскольку будет происходить ее разбавление образующимся конденсатом). После нагрева и стабилизации температуры в пластовую воду постепенно в несколько приемов и при постоянном перемешивании добавляют расчетное количество СаСl2 (или MgCl2*6H2O). Каждую последующую порцию соли добавляют только после полного растворения предыдущей.

После растворения соли в емкость при постоянном перемешивании добавляют расчетное количество МК-85 для равномерного распределения его в рассоле, а затем также при постоянном перемешивании добавляют расчетное количество хризотила. Полученный изолирующий состав дополнительно перемешивают не менее 60 мин для получения однородной стабильной суспензии.

Объем изолирующего состава определяют из расчета формирования изолирующего экрана радиусом не менее 20 м (с учетом пористости пород и мощности проявляющего пласта) и объема, оставляемого в стволе скважины для последующей поддавки в пласт (определяется из расчета обеспечения размещения состава над зоной проявления не менее 40 м).

Указанный расчетный объем необходимо увеличивать с учетом объема кристаллизующегося осадка солей и твердой фазы из закачиваемого состава (принимается по результатам лабораторных испытаний, но не менее чем в 1,6 раза).

Параллельно с приготовлением изолирующего состава отдельно подогревают до температуры 80°С исходную пластовую воду (в объеме, равном 0,5 объема изолирующего состава), которую используют в качестве буферной жидкости. Использование подогретой буферной жидкости необходимо для прогрева инструмента и призабойной зоны пласта и предотвращения быстрого охлаждения изолирующего состава и преждевременного осадкообразования.

Ликвидацию водопроявления проводят с помощью герметизирующих устройств (извлекаемый пакер, разбуриваемая пакер-пробка), спускаемых на бурильных трубах и устанавливаемых на 50-80 м выше проявляющего пласта.

Закачивание буферной жидкости, изолирующего состава и продавочной жидкости осуществляют с максимально допустимой производительностью агрегатов. Продавливание изолирующего состава прекращают после размещения его последней части на 10 м ниже глубины установки бурильного инструмента.

После продавливания изолирующего состава осуществляют технологическую выстойку до завершения процесса осадкообразования (таблица 1).

С момента ожидаемого окончания осадкообразования производится пробная закачка продавочной жидкости (с минимальной производительностью агрегатов) для задавливания изолирующего состава из ствола скважины в проявляющий пласт и подтверждения начала формирования осадка.

При получении давления, превышающего конечное давление продавливания, и его постепенного увеличения до 1,5-2 МПа закачивание прекращают и контролируют изменение давления в линии нагнетания. В случае отсутствия снижения давления, осуществляют дальнейшую закачку продавочной жидкости для задавливания остатков изолирующего состава из скважины в пласт и более полной изоляции рапоносного пласта за счет доуплотнения продуктов осадкообразования в трещинах пласта. С целью исключения разрушения блокирующего экрана давление нагнетания не должно превышать 4,0 МПа.

Отсутствие увеличения давления при пробном закачивании продавочной жидкости (относительно конечного давления продавливания) свидетельствует об отсутствии осадкообразования либо недостаточном объеме осадка для полной закупорки проницаемой части пласта. Поэтому закачивание продавочной жидкости прекращают, производят дополнительную технологическую выстойку в течение 90-100 мин, а затем осуществляют повторную попытку пробного закачивания до получения избыточного давления (относительно конечного давления продавливания) и его постепенного увеличения до 1,5-2 МПа. Дальнейшие работы выполняют аналогично приведенной ранее процедуре.

В случае отсутствия увеличения давления при задавливании всего объема изолирующего состава из ствола скважины в пласт, операцию следует повторить, увеличив объем закачиваемого в пласт изолирующего состава не менее чем в 1,5 раза.

Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации, заключающийся в создании в пласте блокирующего экрана путем последовательного закачивания под давлением в водонасыщенный пласт с аномально высоким пластовым давлением буферной жидкости, представляющей собой подогретую до 80°С пластовую воду, изолирующего состава на основе пластовой воды высокой степени минерализации, в которую при нагреве до 80°С дополнительно вводят хлориды кальция или магния до максимального насыщения ими пластовой воды при данной температуре, микрокремнезем конденсированный МК-85 в количестве 6-10% по массе к объему перенасыщенного рассола, хризотил марки 4-20 в количестве 1,5-2% по массе к объему перенасыщенного рассола, после закачки изолирующего состава осуществляют технологическую выстойку для получения объемного закупоривающего осадка за счет сочетания факторов кристаллообразования солей при естественном охлаждении перенасыщенного состава до пластовой температуры и наличия высокодисперсной и волокнистой твердой фаз, инициирующих осадкообразование и увеличивающих объем осадка, и последующего окончательного задавливания изолирующего состава в пласт с ограниченным избыточным давлением для доуплотнения продуктов осадкообразования в трещинах пласта, их полной закупорки и обеспечения непроницаемости для пластовой воды в зоне проникновения состава.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя и/или замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – снижение обводненности продукции, увеличение дебита скважины, снижение энергетических затрат, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, снижение материальных затрат.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

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 предназначено для оценки смывающей способности буферных жидкостей при проведении мероприятий по удалению глинистой корки и может быть использовано при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Изобретение относится к области строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно-направленного бурения в несцементированных грунтах.
Изобретение относится к проппантам из полимерных материалов, применяемым при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе получения микросфер полимерного проппанта, включающем приготовление полимерной матрицы на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, содержащей компоненты: полимерный стабилизатор, радикальный инициатор, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена, перемешивание полученной жидкой полимерной матрицы, формирование микросфер, отделение их, нагревание в инертной среде и выделение целевого продукта, жидкую полимерную матрицу перемешивают до достижения значения вязкости в диапазоне 10-100 сП, формирование микросфер осуществляют, подавая полимерную матрицу погружением ее в водный раствор поливинилового спирта, используемого в качестве стабилизатора, используя трубку, конец которой помещают в емкость с водным раствором поливинилового спирта, при объемном отношении от 1:2 до 1:6, перемешивая и диспергируя в течение 10-60 мин с образованием эмульсии, которую нагревают до температуры 95-100°С в течение 30-90 мин и выдерживают при заданной температуре в течение 5-10 мин с образованием микросфер, полученную суспензию охлаждают, отделяют микросферы фильтрацией, отмывают от остатков стабилизатора, высушивают, нагревают в атмосфере инертного газа в течение 30-90 мин и после охлаждения выделяют целевой продукт с размером частиц 0,5-1,4 мм.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя и/или замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин.

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта.

Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Изобретение относится к полимерной промышленности и может быть использовано для изготовления методом литья под давлением элементов в пакерном скважинном оборудовании.
Изобретение относится к композиции на основе органоглины, к тиксотропной композиции, включающей композицию на основе органоглины, и способу получения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на масляной основе.

Изобретение относится к аддукту амина, предназначенному для получения поверхностно-активных веществ. Предлагаемый аддукт амина содержит продукт, полученный путями (1) или (2), или (3).

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. Способ включает приготовление изолирующего состава на основе пластовой воды высокой степени минерализации, в которую при нагреве до 80°С дополнительно вводят хлориды кальция или магния до максимального насыщения ими пластовой воды при данной температуре, микрокремнезем конденсированный МК-85 в количестве 6-10 по массе, к объему перенасыщенного рассола, хризотил марки 4-20 в количестве 1,5-2 по массе, к объему перенасыщенного рассола. Осуществляют последовательное закачивание под давлением в водонасыщенный пласт с аномально высоким пластовым давлением буферной жидкости, в качестве которой используют подогретую до 80°С пластовую воду, и изолирующего состава. Выполняют технологическую выстойку для получения закупоривающего осадка в максимальном объеме. После чего производят окончательное задавливание состава в пласт с ограниченным избыточным давлением для доуплотнения продуктов осадкообразования в трещинах пласта и формирования непроницаемого армированного блокирующего экрана в зоне проникновения состава. Техническим результатом является повышение надежности изоляции трещиноватых напорных пластов с аномально высокими давлениями и умеренными температурами, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации. 1 табл.

Наверх