Способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах

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, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве при эксплуатации скважин.

Известен способ ликвидации газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах путем создания пробки на цементном камне в межтрубном пространстве методом засыпки сухого барита. (Пат. РФ №2411348, Е21В 33/13, 2009 г.). Но этот метод применим только в процессе эксплуатации скважин.

Известен наиболее близкий способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье (Пат. РФ №2235858, Е21В 33/14, Бюл. №25, 2004 г.), предусматривающий заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора стабильным глинистым раствором, который со временем переходит в вязкоупругое состояние. Плотность раствора обеспечивает создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте.

Недостатками этого способа являются необходимость постоянного контроля за уровнем жидкости в межколонном пространстве и вероятность нарушения вязкоупругого состояния раствора в течение многолетней эксплуатации скважины.

Техническая задача - предупреждение межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах, в которых цемент в затрубном пространстве поднимается не до устья.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах, включающем заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором согласно предлагаемому изобретению применяют утяжеленный баритом глинистый нестабилизированный раствор, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки, причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом.

Технология предупреждения газонефтеводопроявления следующая. В процессе цементирования эксплуатационной колонны перед цементным раствором прокачивается нестабилизированный утяжеленный баритом глинистый раствор в объеме не менее объема межтрубного пространства над цементным раствором. После окончания процесса цементирования барит постепенно осаждается на цемент, создавая практически непроницаемую пробку.

Пример:

На Капитоновском месторождении, где на всех ранее пробуренных скважинах наблюдаются межколонные газопроявления, высота подъема цемента за эксплуатационной колонной 1800 м от устья, диаметр эксплуатационной колонны 139,7 мм, диаметр технической колонны 244,5×8,9 мм. Объем межтрубного пространства равен 44,28 куб. м. Если плотность исходного раствора 1150 кг/м, плотность барита 4200 кг/м, плотность утяжеленного раствора 1400 кг/м, то в растворе будет 16,6 т. барита, в осажденном виде это будет соответствовать высоте баритовой пробки около 160 м. Такой высоты баритовой пробки с большим запасом хватит для предупреждения межколонных газопроявлений.

Таким образом, совокупность признаков заявляемого способа предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений способом прокачки перед цементом в процессе цементирования эксплуатационной колонны нестабилизированного бурового раствора позволяет снизить затраты на их ликвидацию, что позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

Способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах, включающий заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
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.

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 хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. .

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .

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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.
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.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C.

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях. .

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 водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин. Водная композиция для эксплуатации скважин, предназначенная для закачивания в эксплуатационную скважину, содержит: воду, полимер, выбранный из группы, состоящей из галактоманнановых полимеров, производных галактоманнановых полимеров, крахмала, ксантановых камедей, гидроксицеллюлоз, гидроксиалкилцеллюлоз, полимеров поливинилового спирта, сополимеров винилового спирта и винилацетата, и полимеров, которые являются продуктом реакции полимеризации одного или нескольких мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилпирролидона, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриловой кислоты и акриламида, биоцид, состоящий из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. Способ ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин, предназначенной для закачивания в эксплуатационную скважину, включающий добавление эффективного для ингибирования бактериального роста количества биоцида, состоящего из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона, в водную композицию для эксплуатационных скважин и закачивание вышеуказанной водной композиции в эксплуатационную скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности ингибирования бактериального роста. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр., 9 табл., 6 ил.
Наверх