Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах


 


Владельцы патента RU 2496970:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы. В способе водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающем последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время отверждения закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала, согласно изобретению в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20-40 меш с покрытием из кремнийорганического соединения концентрацией 50-200 кг/м3, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав. Технический результат - создание водоизоляционного экрана повышенной прочности, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, снижение обводненности продукции на 30-70% и увеличение межремонтного периода скважины в 1,2-1,5 раза. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.

Известен способ изоляции вод в трещиноватых пластах (патент RU №2112875, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/13, опубл. 10.06.1998 г.), используемый при изоляции вод в трещиноватых пластах. Способ включает последовательную закачку в обводненный пласт изоляционного материала и суспензии резиновой крошки с размером частиц 0,1-3,5 мм в жидкости.

Недостатком данного способа является то, что при закачке в обводненный пласт суспензия резиновой крошки в жидкости оттесняет закачанный ранее изоляционный материал. Полученный в результате в пласте изоляционный экран состоит из двух независимых частей - изоляционного материала и закачанной после суспензии резиновой крошки в жидкости. Если бы резиновая крошка в пласте была совмещена с изоляционным материалом, то получаемый в пласте изоляционный экран, несомненно, обладал бы лучшими тампонирующими свойствами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции пластов (патент RU №2187622, МПК Е21В 33/14, опубл. 20.08.2002 г.). Способ предназначен для изоляции трещиноватых пластов и включает последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время структурирования закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала.

Недостатком известного способа является то, что объем осадка, образующегося при закачивании в пласт указанных водного раствора гидролизованного акрилового полимера и соли поливалентных металлов, недостаточен для тампонирования трещин с большим раскрытием, поэтому, прочность создаваемого водоизоляционного экрана будет мала для блокирования притока воды в скважину в течение продолжительного времени.

Технической задачей изобретения является увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем двухэтапного тампонирования трещин пласта армирующим и отверждающимся тампонирующими материалами, обладающими физико-химическим сродством.

Техническая задача решается способом водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающим последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время структурирования закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала.

Новым является то, что в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20/40 меш с концентрацией 50-200 кг/м3 покрытый кремнийорганическим соединением, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.

При реализации способа возможно использование проппантов с покрытием из кремнийорганического соединения, производимых по ГОСТ Р51761-2005, например, по патенту RU №2180397, Е21В 43/267, опубл. 10.03.2002 г. или по патенту RU №2435823 C09K 8/80, С04В 41/82, Е21В 43/267, опубл. 10.12.2011 г. Для покрытия проппанта используют, например, ЭТС-40 по ТУ 2435-427-05763441-2004 или ЭТС-32 по ТУ 2435-397-05763441-2003. Полиакриламид используют, например, марки DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006 или полиакриламид японского производства марок Accotrol-623, Mitsui С, PDA-1004, PDA-1041. Кремнийорганические тампонажные составы могут быть использованы, например, следующих марок: АКОР БН по ТУ 2458-001-01172772-99, 119-296И марки Б по ТУ 2229-519-05763441-2009, АКРОН-РК по ТУ 2458-001-71012633-2008.

Известно, что водоизоляционные работы в терригенных однородных пластах сложенных песчаником, в большинстве случаев, более успешны, чем в трещиноватых, например, карбонатных пластах. Это в большей степени связано с тем, что проще блокировать пути притока воды из однородного пласта, чем из трещиноватого пласта, когда обводнение происходит по трещинам. В однородном пласте, сложенном песчаником, после закачивания тампонажного материала последний заполняет пространство между песчинками, а после отверждения тампонажного материала образуется водоизоляционный экран, состоящий как из отвердевшего материала, так и из песчинок. При этом песчинки армируют водоизоляционный экран из тампонажного материала и, воспринимая на себя долю от перепадов давления, существующих в пласте, повышают прочность водоизоляционного экрана в целом. При закачивании тампонажного материала в трещину подобное армирование отсутствует. В предлагаемом способе, заполняя трещины пласта проппантом, создают условия проведения водоизоляционных работ, схожие с условиями в однородном терригенном пласте, сложенном песчаником. А водоизоляционные работы, проводимые в однородных терригенных пластах, сложенных песчаником, как уже было сказано, более эффективны, чем в трещиноватых пластах. Созданный по предлагаемому способу водоизоляционный экран представляет собой отвердевший кремнийорганический тампонажный состав, например, АКОР БН или 119-296И марки Б, армированный предварительно закачанным проппантом с покрытием из кремнийорганического соединения, например, ЭТС-40 или ЭТС-32, что обеспечивает увеличение прочности.

Способ реализуют следующим образом.

Проведение работ планируют в обводнившейся по трещинам пласта нефтедобывающей скважине. В емкость, оборудованную перемешивающим устройством лопастного типа, закачивают пресную воду. Одновременно в воду засыпают полиакриламид, количество которого рассчитывают из необходимости получения раствора с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6%. Полученный водный раствор перемешивают до полного растворения полиакриламида, ориентировочно в течение 1-2 часов. В приготовленный водный раствор полиакриламида вводят проппант с покрытием из кремнийорганического соединения, например, ЭТС-40 или ЭТС-32. Для этого используют известные агрегаты, например, агрегат приготовления смеси АПС-8М производства «ПКБ «Автоматика» или блендерную установку MS-60 производства фирмы «Стюарт-Стивенсон». Из скважины поднимают подземное оборудование, затем в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). В изолируемый пласт через НКТ закачивают проппант с покрытием из кремнийорганического соединения например, ЭТС-40 или ЭТС-32, в водном растворе полиакриламида - первую порцию армирующего тампонирующего материала. Водный раствор полиакриламида используют в качестве жидкости носителя с целью удержания проппанта во взвешенном состоянии в процессе закачивания в скважину. При концентрации раствора полиакриламида менее 0,2% проппант может выпадать в осадок, использование раствора полиакриламида с концентрацией более 0,6% нецелесообразно из-за увеличения затрат на закупку реагентов. Количество закачиваемого проппанта определяют из условия не достижения в процессе закачивания давления гидроразрыва пласта, так как в случае разрыва пласта откроются новые пути поступления воды в скважину, и проведение водоизоляционных работ потребует увеличения затрат. Определенное из опыта промысловых работ количество проппанта составляет 0,5-4 т на одну скважину. Проппант с покрытием из кремнийорганического соединения используют фракции 20/40 меш, что соответствует размеру 0,6 мм. Использование проппанта большего размера нецелесообразно, так как чем больше размер проппанта, тем меньше его можно будет закачать в трещины пласта. Требуемый объем раствора полиакриламида определяют с учетом концентрации в нем проппанта 50-200 кг/м3, что определено из опыта практических работ. При указанной концентрации проппанта используемый объем раствора полиакриламида может составлять 10-80 м3.

В процессе закачивания проппант забивает трещины в пласте, при этом возрастает давление закачивания. При приближении давления к величине давления гидроразрыва пласта, закачивание проппанта в водном растворе полиакриламида прекращают. Далее в пласт закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам закачанного водного раствора полиакриламида, объем пресной воды определен опытным путем. Вода проходит между частицами набившегося в трещины проппанта и отмывает его от раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав, например, АКОР БН или 119-296И марки Б в объеме 3-10 м3, что определено из опыта промысловых работ. Кремнийорганический тампонажный состав продавливают технологической жидкостью, например, пресной водой. Закачанный кремнийорганический тампонажный состав заполняет пространство между частицами проппанта в трещине. Далее оставляют скважину на время отверждения кремнийорганического тампонажного состава в течение 24-48 ч. Отвердевший в пласте кремнийорганический тампонажный состав и проппант вкупе образуют водоизоляционный экран.

Находящийся в трещинах пласта проппант был предварительно отмыт водой от раствора полиакриламида, что обеспечивает благоприятные условия для скрепления отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава с поверхностью проппанта. Благоприятные условия для скрепления отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава с поверхностью проппанта обеспечивает и то, что проппант покрыт кремнийорганическим соединением, обладающим физико-химическим сродством с кремнийорганическим тампонажным составом. При реализации предлагаемого способа, за счет заполнения трещин пласта проппантом, создаются условия проведения водоизоляционных работ, сходные с условиями в однородном терригенном пласте, сложенном песчаником. После отверждения кремнийорганического тампонажного состава образуется водоизоляционный экран, состоящий из отвердевшего кремнийорганического тампонажного состава и пропанта. При этом проппант армирует водоизоляционный экран из отвердевшего кремнийорганического тампонажного состава и, воспринимая на себя долю от перепадов давления, существующих в пласте, повышает прочность водоизоляционного экрана в целом. Повышение прочности подтверждено результатами проведенных модельных испытаний.

Для оценки эффективности предлагаемого способа провели модельные испытания. В качестве модели трещины пласта использовали трубки из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм, внутренний объем трубки равен 30 см3. Для создания условий, сходных с реальными, трубки первоначально заполнили пластовой водой хлоркальциевого типа с плотностью 1160 кг/м3. Модельные испытания провели в 5 этапов.

На первом этапе оценили эффективность наиболее близкого по технической сущности и достигаемому результату способа изоляции пластов (патент RU №2187622, МПК Е21В 33/14, опубл. 20.08.2002). Для этого в трубку последовательно закачали 10 мл 0,5%-ного раствора полиакриламида марки ПААС в пресной воде, 10 мл 10%-ного раствора CaCl2 в пресной воде и 10 мл 1%-ного раствора полиакриламида В 615 в пресной воде.

На втором, третьем и четвертом этапах оценили эффективность предлагаемого способа при рекомендованных значениях концентраций и объемов реагентов.

Модельные испытания вне рекомендованных значений концентрации и объемов реагентов не проводили по следующим причинам. При использовании водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида менее 0,2%, проппант не удерживался во взвешенном состоянии, что не позволяло закачать его в трубку. При использовании водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида более 0,6% способность удерживать проппант существенно не изменяется, но при этом неоправданно возрастали расходы из-за увеличения требуемого количества полиакриламида. Концентрация проппанта в жидкости носителе менее 50 кг/м3 не может быть обеспечена при применении большинства типов используемых в промысловых условиях смесителей, а при попытках закачивания в трубку проппанта с концентрацией в растворе полиакриламида более 200 кг/м3, проппант забивал только начало трубки, не попадая в ее отдаленные участки. Объем закачиваемой пресной воды выбран равным 1,5-2 объемам закачанного водного раствора полиакриламида с целью отмывания закачанного ранее проппанта от раствора полиакриламида (вымывания полиакриламида). После закачивания в трубку проппанта в водном растворе полиакриламида проводили прокачивание через эту же трубку пресной воды, а у изливающейся из трубки воды проводили контроль динамической вязкости, как показателя наличия в пресной воде полиакриламида, так как при растворении в воде даже незначительного количества полиакриламида динамическая вязкость ощутимо увеличивается. Вязкость воды изливающейся из трубки контролировали на ротационном визкозиметре. При прокачивании через трубку пресной воды в объеме менее 1,5 объема закачанного водного раствора полиакриламида, вязкость воды изливающейся из трубки существенно превышала 1 мПа·с (соответствует вязкости пресной воды), следовательно, в трубке еще оставался полиакриламид. При прокачивании через трубку пресной воды в объеме более 2-х объемов закачанного водного раствора полиакриламида, вязкость воды, изливающейся из трубки была близка к 1 мПа·с и с увеличением количества прокачиваемой воды уже не изменялась.

На втором этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединения ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 50 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 1,5 объема от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.

На третьем этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединениия ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 125 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,4%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 1,75 объема от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.

На четвертом этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединения ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,6%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 2-м объемам от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.

На пятом этапе оценили эффективность предлагаемого способа, но без закачки пропанта, то есть тампонировали трубку, закачав в нее 30 мл отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1.

Через 24 ч провели испытание на устойчивость к выдавливанию закачанных реагентов под влиянием перепада давления на всех этапах работ. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до момента ее прорыва. Замеренную величину давления прорыва воды поделили на длину трубки для определения величины удельного давления прорыва воды (в МПа/м). Проведенные на каждом этапе испытания повторяли 3 раза, усредненные результаты приведены в таблице.

Результаты модельных испытаний
№ этапа Закачанные в модель реагенты Удельное давление прорыва воды, МПа/м
1 10 мл 0,5%-ного раствора полиакриламида марки ПААС в пресной воде, 10 мл 10%-ного раствора CaCl2 в пресной воде и 10 мл 1%-ного раствора полиакриламида В 615 в пресной воде 1,2
2 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 700 мл водного раствора полиакриламида из 698,6 мл пресной воды и 1,4 г полиакриламида DP9-8177; 1050 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой 5,5
3 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 300 мл водного раствора полиакриламида из 298,8 мл пресной воды и 1,2 г полиакриламида DP9-8177; 525 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой 5,7
4 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 180 мл водного раствора полиакриламида из 178,9 мл пресной воды и 1,1 г полиакриламида DP9-8177; 360 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой 5,8
5 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой 3,8

Удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях предлагаемого способа (см. этапы 2-4 в таблице) существенно превышает удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях наиболее близкого аналога (см. 1 этап в таблице) и удельное давление прорыва воды через модель, заполненную отверждающимся кремнийорганическим тампонажным составом без использования проппанта в качестве армирующего материала (см. 5 этап в таблице).

По методике идентичной использованной при испытаниях результаты которых приведены в таблице, предлагаемый способ был испытан с использованием проппанта покрытого ЭТС-32 и кремнийорганических тампонажных составов АКОР БН, АКРОН-РК. Результаты этих испытаний так же подтвердили, что удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях предлагаемого способа существенно превышает удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях наиболее близкого аналога.

Таким образом, модельные испытания подтвердили повышение стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем двухэтапного тампонирования трещин пласта армирующим и отверждающимся тампонирующими материалами, применяемыми в предлагаемом способе.

Благодаря созданию водоизоляционного экрана повышенной прочности, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет снизить обводненность продукции на 30-70% и увеличить межремонтный период скважины в 1,2-1,5 раза.

Пример практического применения. Скважина с интервалом перфорации 816-819 м и текущим забоем 917 м обводнилась в процессе эксплуатации по трещинам пласта, обводненность продукции составила 95%. Допустимое давление на пласт в скважине, определенное геологической службой нефтедобывающей компании, эксплуатирующей скважину, составляет 10,0 МПа. В скважину на глубину 790 м спустили колонну НКТ. В изолируемый пласт через колонну НКТ произвели закачивание проппанта фракции 20/40 меш с покрытием из ЭТС-40 в водном 0,5% растворе полиакриламида DP9-8177. Водный раствор полиакриламида был приготовлен заранее, способ приготовления указанного раствора приведен ранее. Для смешивания проппанта с водным раствором полиакриламида использовали блендерную установку MS-60 производства фирмы «Стюарт-Стивенсон». В процессе закачивания давление поднялось до 9,8 МПа, к этому моменту в пласт было закачано 0,7 т проппанта в 14 м3 водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,5%. Было принято решение остановить закачку, так как давление закачивания приблизилось к максимально допустимому давлению на пласт. Далее в пласт закачали 21 м3 пресной воды. Приготовили вторую порцию отверждающегося тампонирующего материала. В чистой пустой емкости смешали 5 м3 реагента 119-296И марки Б и 2,5 м3 пресной воды. Полученный тампонажный состав в объеме 7,5 м3 так же закачали в изолируемый пласт, продавив его по НКТ пресной водой в объеме 3,5 м3 с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 М. Скважину оставили на время отверждения тампонажного состава в течение 48 ч, затем освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведения работ обводненность продукции снизилась до 32%. Эффект от проведения работ сохранялся в течение 47 месяцев, тогда как межремонтный период скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ, в большинстве случаев, не превышает 38 месяцев.

Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающий последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время отверждения закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала, отличающийся тем, что в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20-40 меш с покрытием из кремнийорганического соединения концентрацией 50-200 кг/м3, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.



 

Похожие патенты:
Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
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 и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых. Состав может быть также применен для ликвидации негерметичности резьбовых соединений и незначительных нарушений эксплуатационной колонны, для борьбы с поглощением при бурении скважин. Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта содержит 100 масс.ч. этилового или метилового эфира ортокремневой кислоты или их смеси, 15-50 масс.ч. полярного растворителя, 1-3 масс.ч. хлорида металла IV-VIII групп, добавку - фиброволокно полипропиленовое в количестве 0,1-0,5 масс.ч. Технический результат - обеспечение регулируемого времени отверждения, получение укороченного времени потери текучести, увеличение эффективности изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков воды и газа и тампонировании высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, обеспечение более продолжительного тампонирующего эффекта за счет увеличения прочности отвержденного полимера и уменьшения его синерезиса. 1 табл.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта. По другому варианту способ, включающий вышеуказанное, где очищенный участок включает, по меньшей мере, некоторое количество очищенных маршрутов движения потоков. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение размещения и эксплуатации качеств консолидирующих агентов. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по заливочным трубам два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. Причем до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки. Спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб. Производят посадку пакера. Продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением. Продавливают компоненты тампонирующей смеси. При этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. При этом в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и долговечности герметизации дегазационных скважин. В способе воздухонепроницаемый экран создают за счет заполнения трещины гидроразрыва жидким нетвердеющим составом под давлением не ниже давления сжатия экрана вмещающими горными породами и выше давления воздуха в горной выработке, а в горных породах между воздухонепроницаемым экраном и горной выработкой создают запирающий слой с градиентом порового давления, препятствующим фильтрации воздуха в направлении рабочей части дегазационной скважины. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущее, легковесный наполнитель, суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту - НТФ и воду. В качестве вяжущего содержит высоководопотребное тонкомолотое вяжущее с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г - «Микродур» или ИНТРАЦЕМ, а в качестве легковесного наполнителя - полые стеклянные микросферы. При следующих соотношениях компонентов, вес.ч.: высоководопотребное тонкомолотое вяжущее 100, полые стеклянные микросферы 10-100, НТФ - 0,07-0,25, суперпластификатор С-3 0,2-1,3, вода 150-320. Техническим результатом является расширение области применения путем снижения плотности тампонажного раствора при одновременном увеличении подвижности и проникающей способности его в начальный период и повышения адгезионного сцепления камня с горной породой. 2 табл., 1 пр.
Наверх