Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения



Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения
Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения

 


Владельцы патента RU 2485283:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ жидкостей и газов и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ по восстановлению герметичности технологических скважин различного назначения и их вторичному цементированию. Согласно изобретению перфорируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб, создают искусственный забой в необсаженном стволе технологической скважины при последовательном введении разделительной жидкости и облегченного цементного раствора, выдерживают технологическую скважину на период ожидания застывания цемента, расширяют необсаженный ствол этой скважины, цементируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб, разбуривают искусственный забой по вертикали, спускают дополнительную обсадную колонну труб ниже башмака эксплуатационной колонны и цементируют ее до устья скважины. Технический результат - повышение надежности и качества герметизации эксплуатационной колонны труб технологической скважины. 3 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Предлагаемое техническое решение относится к эксплуатации подземных хранилищ жидкостей и газов и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ по восстановлению герметичности технологических скважин различного назначения и их вторичному цементированию.

Известен способ ремонта скважин подземных резервуаров [Патент РФ №2121559, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.11.98], включающий перфорирование нижней части эксплуатационной колонны труб, создание искусственного забоя, тампонирование нижней части эксплуатационной колонны труб, спуск дополнительной обсадной колонны и ее цементирование до устья скважины. В качестве искусственного забоя используют пакер. Тампонирование нижней части эксплуатационной колонны производят путем закачки в скважину нагретого до 60-90ºС рассола.

Использование нагретого до 60-90ºС раствора хлористого натрия (рассола) в указанном способе не обеспечивает качественного восстановления герметичности заколонного пространства технологической скважины вследствие низкой приемистости самой скважины и закупоривания ее каналов кристаллами соли в небольшом интервале. Кроме того, произвести установку механического пакера ниже башмака эксплуатационной колонны труб в необсаженном стволе скважины большого диаметра достаточно сложно. Размещение пакера в межтрубном пространстве эксплуатационной и дополнительной обсадной колонн труб препятствует проведению изоляционных работ цементным раствором нормальной плотности в заколонном пространстве скважины у башмака эксплуатационной колонны труб.

Известен способ ремонта скважин подземных резервуаров [Патент РФ №2211300, МПК Е21В 29/00, опубл. 27.08.2003], включающий перфорирование нижней части эксплуатационной колонны труб, заполнение скважины насыщенным рассолом, создание искусственного забоя в необсаженном стволе технологической скважины при последовательном введении в скважину обратной эмульсии с наполнителем (разделительной жидкости) и облегченного тампонажного раствора с образованием столбов по 10 м каждый, выдержку скважины на период застывания цементного раствора (ОЗЦ), расширение необсаженного ствола скважины от кровли искусственного забоя до башмака эксплуатационной колонны, тампонирование нижней части эксплуатационной колонны труб, разбуривание образовавшегося цементного стакана по вертикали на глубину, обеспечивающую последующий спуск дополнительной обсадной колонны ниже башмака эксплуатационной колонны, цементирование дополнительной обсадной колонны до устья скважины.

Указанный способ также не обеспечивает качественного восстановления герметичности заколонного пространства скважины, производимого с закачкой цементного раствора, обладающего низкой проникающей способностью при движении по каналам и микротрещинам, а также в результате нарушения целостности и образования новых каналов и микротрещин в цементном камне заколонного пространства при разбуривании искусственного забоя ниже башмака эксплуатационной колонны. Спуск и цементирование дополнительной обсадной колонны не устраняют недостатки этого способа ввиду неполной герметизации заколонного пространства эксплуатационной колонны технологической скважины.

Техническая задача заявляемого способа заключается в создании газонепроницаемого прочного цементного камня в процессе вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров.

В результате решения этой задачи повышаются надежность и качество герметизации эксплуатационной колонны труб технологической скважины.

Указанный технический результат достигается с использованием способа вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров, предусматривающего перфорирование нижней части эксплуатационной колонны труб, создание искусственного забоя в необсаженном стволе технологической скважины при последовательном введении разделительной жидкости и облегченного цементного раствора, выдержку технологической скважины на период ОЗЦ, расширение необсаженного ствола этой скважины, цементирование нижней части эксплуатационной колонны труб и последующее разбуривание искусственного забоя по вертикали, спуск дополнительной обсадной колонны труб ниже башмака эксплуатационной колонны, цементирование дополнительной обсадной колонны труб до устья скважины.

Согласно предлагаемому способу перед созданием искусственного забоя определяют геофизическими методами участок перетока рабочих флюидов в заколонном пространстве эксплуатационной колонны труб, выбирают интервал необсаженного ствола технологической скважины с наименьшими поперечными сечениями, спускают в скважину подвесную колонну труб до нижней отметки создаваемого искусственного забоя и извлекают жидкость из скважины в объеме выбранного интервала. При создании искусственного забоя технологической скважины поверх слоя отвержденного облегченного цементного раствора наносят цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3. В качестве разделительной жидкости используют буферные жидкости на минеральной и/или полимерной основе с выдержкой до отверждения. Перфорирование эксплуатационной колонны труб ведут у верхней границы участка перетока рабочих флюидов с последующей герметизацией межтрубного пространства технологической скважины под перфорацией. Расширение необсаженного ствола технологической скважины производят с одновременным увеличением ее заколонного пространства путем подачи через перфорационные отверстия растворителя горных пород, вмещающих подземный резервуар. Спуск дополнительной обсадной колонны труб производят над кровлей искусственного забоя. Цементирование нижней части эксплуатационной и дополнительной обсадной колонн труб ведут одновременно. Вертикальное разбуривание искусственного забоя производят сквозным.

Отличием способа является также то, что плотность используемого облегченного цементного раствора составляет 1200-1500 кг/м3.

Другое отличие способа заключается в использовании в качестве буферной жидкости на минеральной основе глинисто-цементного раствора плотностью 900-1100 кг/м3, затворенного на растворе хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3.

Отличие способа состоит также в том, что в качестве буферной жидкости на полимерной основе используют водный раствор полиуретановой дисперсии в смеси с полыми алюмосиликатными микросферами, взятыми в объемном соотношении 3:1 соответственно.

Используемая полиуретановая дисперсия (ТУ 2251-373-10488057-2004), полые алюмосиликатные микросферы (ТУ 5717-001-11843486-2004), глинисто-цементный раствор плотностью 900-1100 кг/м3 изготовлен из полыгорскитовой глины (ТУ 39-043-74) и портландцемента по ГОСТ 1581-96.

Технологические скважины подземных резервуаров в каменной соли в процессе длительной эксплуатации со временем утрачивают свою герметичность. Причинами их негерметичности становятся: низкое качество сцепления цементного камня с обсадной колонной труб и горной породой; разрушение цементного камня в процессе длительной эксплуатации подземного резервуара вследствие термобарического воздействия; образование микротрещин и каналов при цементировании и эксплуатации, особенно в интервале залегания солей; негерметичность резьбовых муфтовых соединений, утонение стенок обсадных колонн труб и наличие локальных участков коррозии в эксплуатационной колонне труб. Во многих случаях из-за нарушений регламента в процессе строительства подземного резервуара за эксплуатационной колонной труб образуется подразмытое свободное пространство с оголенным участком обсадных труб.

Спуск дополнительной обсадной колонны труб ниже башмака эксплуатационной колонны труб обеспечивает необходимую герметизацию заколонного пространства. Цементирование дополнительной обсадной колонны труб до устья технологической скважины позволяет устранить нарушения целостности труб (трещин, коррозионных повреждений, износа).

Указанная совокупность технологических признаков заявляемого способа в целом обеспечивает создание прочного и непроницаемого цементного камня в интервале башмака эксплуатационной колонны труб и за счет этого восстановление ее герметичности.

Предлагаемый способ иллюстрируется изображениями фиг.1 и 2.

На фиг.1 представлена общая схема создания искусственного забоя технологической скважины подземного резервуара, заполненного рассолом.

На фиг.2 показано цементирование заколонного пространства эксплуатационной и дополнительной обсадной колонн труб технологической скважины подземного резервуара, заполненного рассолом.

В соответствии со схемой на фиг.1 подземный резервуар 1 создан через технологическую скважину 2 и заполнен жидкостью 3. Технологическая скважина 2 оснащена соосно установленными зацементированной эксплуатационной 4 и подвесной 5 колоннами труб. Эксплуатационная колонна труб 4 снабжена перфорационными отверстиями 6. Межтрубное пространство колонн 4, 5 разобщено пакером 7. В необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 ведется создание искусственного забоя, состоящего из отвержденных слоев разделительной (буферной) жидкости 9, облегченного цементного раствора 10 и цементного раствора 11 плотностью 1800-1900 кг/м.

В соответствии со схемой фиг.2 в эксплуатационную колонну труб 4 спущена дополнительная обсадная колонна труб 12 с центраторами 13, цементировочным башмаком 14 и обратным клапаном 15.

Способ осуществляется следующим образом.

Подземный резервуар 1 полностью заполняют жидкостью 3, в частности раствором хлористого натрия (рассолом).

До начала вторичного цементирования технологической скважины 2 проводят работы по диагностированию технического состояния подземного резервуара 1 и технологической скважины 2, включающие комплекс геофизических исследований (ГИС), звуколокацию, гидрогазодинамические испытания подземного резервуара 1 на герметичность. По результатам этих исследований определяют техническое состояние эксплуатационной колонны труб 4, герметичность подземного резервуара 1, а также выявляют участок перетока рабочих флюидов (например, хранящегося природного газа или жидких углеводородов) в заколонном пространстве эксплуатационной колонны труб 4, геометрические размеры и форму необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2.

После обработки данных звуколокации выбирают интервал необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 с наименьшими поперечными сечениями, в пределах которого ведется создание искусственного забоя заданного геометрического объема (фиг.1).

Для проведения дальнейших работ в эксплуатационную колонну труб 4 до нижней отметки создаваемого искусственного забоя спускают подвесную колонну труб 5 и извлекают по ней жидкость 3 в объеме выбранного интервала в необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2. С этой целью по межтрубному пространству эксплуатационной 4 и подвесной 5 колонн труб закачивают газообразный или жидкий рабочий флюид, например природный газ, азот или воздух, вытесняя на поверхность по подвесной колонне труб 5 жидкость 3 (рассол). Количество отбираемой жидкости 3 определяют объемным методом с помощью мерных баков цементировочного агрегата. По окончании отбора жидкости 3 давление рабочего флюида на устье технологической скважины 2 сбрасывают до величины атмосферного.

Искусственный забой создают из слоев разделительных (буферных) жидкостей 9, облегченного цементного раствора 10 и более тяжелого цементного раствора 11 плотностью 1800-1900 кг/м3. Первый слой формируют путем закачки в технологическую скважину 2 на поверхность жидкости 3 одной или нескольких разделительных (буферных) жидкостей 9 с плотностью, меньшей плотности жидкости 3, при этом вначале подают буферные жидкости на минеральной, а затем на полимерной основах с выдержкой каждого подаваемого слоя на период полимеризации. Разделительный слой на поверхности жидкости 3 может быть сформирован также с использованием какой-либо одной из указанных буферных жидкостей 9. В качестве разделительной (буферной) жидкости на минеральной основе используют глинисто-цементный раствор плотностью 900-1010 кг/м3, затворенный на растворе хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3, в качестве разделительной жидкости на полимерной основе - водный раствор полиуретановой дисперсии в смеси с полыми алюмосиликатными микросферами, изготовленной в объемном соотношении ингредиентов 3:1 соответственно (водная полиуретановая дисперсия ТУ 2251-373-10488057-2004, микросферы алюмосиликатные ТУ 5717-001-11843486-2004).

Перед нанесением на отвержденный слой буферной жидкости 9 последующего слоя в виде облегченного цементного раствора 10 извлекают из скважины 2 подвесную колонну труб 5 и закрепляют на ней распределительную насадку с перфорационными отверстиями, расположенными в шахматном порядке, или используют щелевую насадку, устанавливаемую на башмак подвесной колонны труб 5 (на фиг.1, 2 не показаны). Посредством указанных средств осуществляют подачу рабочих материалов 10, 11. Таким образом, вначале на отвержденный слой буферной жидкости 9 наносят слой облегченного цементного раствора 10 плотностью 1200-1500 кг/м3, который также выдерживают на период ОЗЦ, после чего подают более тяжелый цементный раствор 11 плотностью 1800-1900 кг/м3 в объеме, необходимом для создания искусственного забоя заданных размеров и требуемой прочности.

Созданный искусственный забой исследуют затем с помощью известных геофизических методов, посредством которых определяют следующие параметры: уровень кровли искусственного забоя и его прочность под нагрузкой; приемистость заколонного пространства эксплуатационной колонны труб 4 путем закачки в технологическую скважину 2 жидкости 3 (рассола) с последующей выдержкой технологической скважины 2 под испытательным давлением; темп падения давления жидкости 3 на устье скважины 2 и величину утечки по объему дозакачанной жидкости 3, соответствующей темпу падения давления на устье технологической скважины 2.

Для увеличения приемистости заколонного пространства эксплуатационной колонны труб 4 в интервале залегания породного массива (каменной соли) перфорируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб 4 у верхней границы участка перетока рабочих флюидов.

В технологическую скважину 2 спускают подвесную колонну труб 5 с пакером 7. Пакер 7 устанавливают под перфорационными отверстиями 6 эксплуатационной колонны труб 4 и герметизируют межтрубное пространство эксплуатационной 4 и подвесной 5 колонн труб под перфорационными отверстиями 6.

После этого производят расширение необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 в интервале от кровли искусственного забоя до башмака эксплуатационной колонны труб 4. С этой целью через перфорационные отверстия 6 осуществляют размыв породы (каменной соли), вмещающей подземный резервуар 1, в заколонном пространстве эксплуатационной колонны труб 4, увеличивая тем самым сечение заколонного пространства посредством подачи воды или слабоминерализованного рассола в межтрубное пространство эксплуатационной 4 и подвесной 5 колонн труб. Промывку заколонного пространства осуществляют прямой и обратной циркуляцией промывной жидкости.

По окончании этих работ из технологической скважины 2 извлекают подвесную колонну труб 5 вместе с пакером 7 (фиг.2) и спускают ниже башмака эксплуатационной колонны 4 дополнительную обсадную колонну труб 12 с центраторами 13, цементировочным башмаком 14 и обратным клапаном 15. При этом башмак дополнительной обсадной колонны 12 устанавливают на 1-1,5 м выше кровли искусственного забоя.

Затем цементируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб 4 от кровли искусственного забоя до перфорационных отверстий 6. Одновременно с этим осуществляют цементирование дополнительной обсадной колонны труб 12 до устья технологической скважины 2. Затем осуществляют выдержку технологической скважины 2 на период ОЗЦ и испытания ее на герметичность. После этого производят сквозное разбуривание искусственного забоя вдоль вертикальной оси технологической скважины 2, что обеспечивает сообщение внутрискважинного пространства с полостью подземного резервуара 1.

Сущность заявляемого способа поясняется следующим примером. В качестве примера выбран подземный резервуар 1, сооруженный в каменной соли. В таблице приведены технико-технологические параметры подземного резервуара 1.

Технико-технологические параметры подземного резервуара Величина
1 Геометрический объем подземного резервуара, тыс. м3 150
2 Диаметр эксплуатационной колонны труб, D, мм 299
3 Глубина спуска эксплуатационной колонны труб, L, м 870
4 Диаметр необсаженного ствола скважины в интервале 873-879, м 1,0-1,6
5 Глубина подземного резервуара, м 986
6 Плотность рассола, кг/м3 1200

По результатам ГИС в заколонном пространстве эксплуатационной колонны труб 4 выявлено нарушение герметичности в месте контакта цементного камня с этой колонной и стенками технологической скважины 2 и, как следствие, зафиксирован переток рабочих флюидов от башмака эксплуатационной колонны.

Анализ результатов гидрогазодинамических испытаний показывает, что подземный резервуар 1 негерметичен. Для восстановления его герметичности необходимо проведение ремонтно-изоляционных работ на технологической скважине 2.

Выбирают интервал необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 с наименьшими поперечными сечениями. По данным звуколокации наименьшие размеры поперечных сечений необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 определены в интервале 8 м на отметках 871-879 м.

Исходя из имеющихся данных, нижняя отметка создаваемого искусственного забоя должна находиться на уровне 879 м.

Геометрический объем V создаваемого искусственного забоя в интервале необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 определяют по формуле для усеченного конуса

V=π/3×Н×(R2+r2+R×r)

и составляет V=3,14/3×8(0,82+0,52+0,8×0,5)=10,8 м3.

В технологическую скважину 2 спускают подвесную колонну труб 5 диаметром 114 мм на отметку 879 м (фиг.1). По межтрубному пространству эксплуатационной 4 и подвесной 5 колонн труб в скважину 2 под давлением закачивают природный газ с одновременным вытеснением жидкости 3 (рассола) объемом 10,8 м3 по подвесной колонне труб 5 до достижения границей раздела жидкость 3 (рассол) - природный газ башмака подвесной колонны труб 5. Количество вытесняемой жидкости 3 (рассола) измеряют объемным методом при помощи мерных баков цементировочного агрегата.

После этого подвесную колонну труб 5 приподнимают на 3-4 м над установившемся уровнем жидкости 3 в необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2.

Для создания искусственного забоя определяют необходимые объемы используемых разделительных жидкостей 9 (буферной жидкости на минеральной и полимерной основах), облегченного цементного раствора 10 плотностью 1300 кг/м3 и цементного раствора 11 плотностью 1900 кг/м3.

Состав буферной жидкости 9 на минеральной основе готовят из глинисто-цементного раствора плотностью 1100 кг/м3, затворенного на растворе хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3. Объем буферной жидкости 9 на минеральной основе V1 составляет V1=3,14/3×3(0,82+0,72+0,8×0,7)=5,3 м3. Этот объем буферной жидкости 9 по подвесной колонне труб 5 закачивают в технологическую скважину 2 с нанесением на поверхность жидкости 3 (рассола) в виде первого слоя. Буферную жидкость 9 на полимерной основе готовят в виде смеси водного раствора полиуретановой дисперсии с полыми алюмосиликатными микросферами, взятыми в объемном соотношении 3:1 соответственно. Плотность приготовленной смеси составляет 900 кг/м3, объем V2=3,14/3×1(0,72+0,652+0,7×0,65)=1,4 м3. Приготовленный раствор закачивают на слой буферной жидкости на минеральной основе, с выдержкой буферных жидкостей 9 на время полимеризации.

После закачки буферных жидкостей 9 подвесную колонну труб 5 извлекают на дневную поверхность, башмак этой колонны оборудуют перфорационной или щелевой насадкой (на фиг.1 не показаны) для равномерного распределения последующих слоев создаваемого искусственного забоя - цементных растворов различной плотности. Оборудованную подвесную колонну труб 5 вновь спускают в скважину 2 с установкой башмака на 2-3 м выше верхнего слоя буферных жидкостей 9, выдерживаемых до отверждения.

Необходимый объем V3 облегченного цементного раствора 10 готовят плотностью 1300 кг/ м3 из расчета V3=3,14/3×2(0,652+0,552+0,65×0,55)=2,3 м3 и наносят на поверхность отвержденного слоя буферных жидкостей 9.

После этого подвесную колонну труб 5 приподнимают на 2-3 м над слоем облегченного цементного раствора 10 и готовят цементный раствор 11 плотностью 1900 кг/м3, затворенный на растворе хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3. Объем цементного раствора 11 - V4, равный 1,8 м3, закачивают на отвержденный слой облегченного цементного раствора 10 с выдержкой на время ОЗЦ. После этого подвесную колонну труб 5 снова извлекают на дневную поверхность.

Для проведения дальнейших работ по восстановлению герметичности в технологической скважине 2 перфорируют эксплуатационную колонну труб 4 у верхней границы участка перетока рабочих флюидов (фиг.1) и спускают в скважину 2 подвесную колонну труб 5 с пакером 7, устанавливаемым под перфорационными отверстиями 6 в эксплуатационной колонне труб 4, после чего герметизируют межтрубное пространство эксплуатационной 4 и подвесной 5 колонн труб, по которому в скважину 2 закачивают воду или слабоминерализованный рассол (раствор хлористого натрия) плотностью 1050-1100 кг/м3. Через перфорационные отверстия 6 производят промывание заколонного пространства технологической скважины 2 с увеличением его за счет растворения каменной соли и одновременным расширением прибашмачной зоны от кровли искусственного забоя до башмака эксплуатационной колонны труб 4. Образующийся при этом рассол отбирают по подвесной колонне труб 5 на дневную поверхность. Увеличение геометрических размеров заколонного пространства технологической скважины 2 осуществляют как прямой, так и обратной промывкой водой. Таким образом производят расширение необсаженной части 8 ствола технологической скважины 2 с одновременным увеличением ее заколонного пространства. По окончании промывания заколонного пространства технологической скважины 2 извлекают подвесную колонну труб 5 на дневную поверхность, а в скважину 2 спускают дополнительную обсадную колонну труб 12, оборудованную центраторами 13, цементировочным башмаком 14 и обратным клапаном 15. Башмак этой колонны устанавливают на 1-1,5 м выше отметки кровли искусственного забоя.

Готовят цементный раствор нормальной плотности (1900 кг/м3) в необходимом объеме и цементируют одновременно нижнюю часть эксплуатационной колонны труб 4 от кровли искусственного забоя до перфорационных отверстий 6 и дополнительную обсадную колонну труб 12 до устья скважины 2. Выдерживают скважину 2 на период ОЗЦ и после этого производят испытания на герметичность дополнительной обсадной колонны труб 12. Если испытания скважины 2 на герметичность прошли успешно, проводят сквозное разбуривание искусственного забоя вдоль оси скважины 2 с выходом в подземный резервуар 1.

1. Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения, заполненных жидкостью, включающий перфорирование нижней части эксплуатационной колонны труб, создание искусственного забоя в необсаженном стволе технологической скважины при последовательном введении разделительной жидкости и облегченного цементного раствора, выдержку технологической скважины на период ОЗЦ, расширение необсаженного ствола технологической скважины, цементирование нижней части эксплуатационной колонны труб, разбуривание искусственного забоя по вертикали, спуск дополнительной обсадной колонны труб ниже башмака эксплуатационной колонны, цементирование дополнительной обсадной колонны труб до устья скважины, отличающийся тем, что перед созданием искусственного забоя определяют участок перетока рабочих флюидов в заколонном пространстве эксплуатационной колонны труб, выбирают интервал необсаженного ствола технологической скважины с наименьшими поперечными сечениями, спускают в скважину подвесную колонну труб до нижней отметки создаваемого искусственного забоя, извлекают жидкость из скважины в объеме выбранного интервала, при создании искусственного забоя технологической скважины поверх слоя отвержденного облегченного цементного раствора наносят цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, в качестве разделительной жидкости используют буферные жидкости на минеральной и/или полимерной основе с выдержкой до отверждения, перфорирование эксплуатационной колонны труб ведут у верхней границы участка перетока рабочих флюидов с последующей герметизацией межтрубного пространства под перфорацией, расширение необсаженного ствола технологической скважины производят с одновременным увеличением ее заколонного пространства путем подачи через перфорационные отверстия растворителя пород, вмещающих подземный резервуар, спуск дополнительной обсадной колонны труб производят с установкой башмака над кровлей искусственного забоя, цементирование нижней части эксплуатационной и дополнительной обсадной колонн труб ведут одновременно, вертикальное разбуривание искусственного забоя производят сквозным.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что плотность облегченного цементного раствора составляет 1200-1500 кг/м3.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости на минеральной основе используют глинисто-цементный раствор плотностью 900-1100 кг/м3, затворенный на растворе хлористого натрия плотностью 1200 кг/м3.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости на полимерной основе используют водный раствор полиуретановой дисперсии в смеси с полыми алюмосиликатными микросферами, взятыми в объемном соотношении 3:1 соответственно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при капитальном ремонте скважин. .
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам изоляции пластов. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин. Способ заключается в заполнении межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. При этом применяют глинистый нестабилизированный раствор, утяжеленный баритом, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки. Причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом. Техническим результатом является повышение эффективности предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах. 1 пр.
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.
Наверх