Способ приготовления тампонажной композиции в скважине

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ. На колонне труб в эксплуатационную колонну спускают перфорированный патрубок с центратором и посадочным кольцом. В колонну труб последовательно закачивают структурообразующий реагент и структурообразователь через разделительную пробку и осуществляют последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб. При этом смешивание производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания. Позволяет расширить диапазон дозировки при подъеме патрубка на НКТ с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получить тампонажную композицию с различными физико-химическими свойствами за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением. 2 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине и предназачено для догерметизации эксплуатационных колонн.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2239048, МПК E21B 33/13, опубл. 27.10.2004 г, бюл. №30), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с перфорированным патрубком, прикрепленным к башмаку насосно-компрессорных труб, последовательную закачку приготовленной на дневной поверхности объема тампонирующей смеси с длительным сроком структурирования, подушку из буферной жидкости, вторую порцию структурообразователя, после чего всю смесь, приготовленную на дневной поверхности, вытесняют в кольцевое пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, а насосно-компрессорные трубы приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя через перфорированный патрубок в смесь, после чего полученную тампонирующую смесь с коротким сроком структурирования продавливают в зону изоляции водопритока.

Наиболее близким техническим решением по сущности является способ приготовления тампонажной композиции в скважине (патент RU №2373376, МПК E21B 33/138, опубл. 20.11.2009 г., бюл. №32), включающий спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и структурообразователя и последующее смешение структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах. Снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное кольцо, а в нижней части -посадочное кольцо, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. После выхода в межтрубное пространство закачанных по насосно-компрессорным трубам структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в насосно-компрессорные трубы устанавливают разделительную пробку, а момент выхода структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в межтрубное пространство определяют по повышению давления закачивания на 2,0-3,0 МПа от первоначального, возникающего при посадке разделительной пробки на проходное кольцо. Посадочное кольцо перфорированного патрубка до подъема насосно-компрессорных труб перекрывается разделительной пробкой, чем обеспечивается более равномерное распределение структурообразователя в структурообразующем реагенте за счет инжектирования структурообразователя в структурообразующий реагент через

отверстия на теле патрубка.

Недостатками известных способов являются невозможность регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции и получения тампонажной композиции с различными физико-химическими свойствами в скважине.

Техническими задачами предложения являются расширение диапазона дозировки при подъеме патрубка на насосно-компрессорных трубах с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получение тампонажной композиции с различными физико-химическими свойствами за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением.

Задача решается способом приготовления тампонажной композиции в скважине, включающим спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка с центратором и посадочным кольцом на колонне труб, последовательное закачивание в колонну труб структурообразующего реагента и структурообразователя через разделительную пробку и последующее смешение структурообразующего реагента и структурообразователя в скважине при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб.

Новым является то, что посадочное кольцо изготавливают в виде подпружиненной вверх втулки, перекрывающей перфорацию патрубка в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой, смешение структурообразующего реагента и структурообразователя производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания.

На фиг.1 и 2 продемонстрирована принципиальная схема предлагаемой технологии.

Способ реализуется следующим образом.

Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) выявляют интервал нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1). После выявления интервала нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) определяют приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) и в зависимости от приемистости определяют необходимое количество тампонажной композиции. При реализации способа в эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на насосно-компрессорных трубах 3 спускают перфорированный патрубок 4, выполненный с радиальными отверстиями 5, и устанавливают его ниже интервала нарушения 2 (фиг.2). Устье скважины оборудуют герметизирующим устройством 6, позволяющим производить спуск и подъем НКТ 3. Перед спуском патрубка 4 снаружи перфорированного патрубка 4 устанавливают центратор 7, а внутри перфорированного патрубка 4 радиальные отверстия 5 герметично перекрывают подпружиненной вверх втулкой 8 (фиг.1) с нижним отверстием 9, перекрывающей перфорацию патрубка 4 в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой 10, втулка 8 зафиксирована фиксатором 11, фиксатор выполнен в виде пружины 11, при этом указанная пружина 11 отрегулирована на полное закрытие с учетом давления посадки фиксирующей головки 12 в нижнем отверстии 9 втулки 8. Далее в НКТ 3 последовательно закачивают структурообразующий реагент 13, например, в качестве структурообразующего реагента можно использовать ацетонформальдегидную смолу, устанавливают разделительную пробку 10 с фиксирующей головкой 12, закачивают структурообразователь 14 (фиг.2), в качестве структурообразователя можно использовать, например, водный раствор щелочи, и продавочную жидкость 15. Подачу разделительной пробки 10 в насосно-компрессорные трубы 3 после закачивания структурообразующего реагента 13 обеспечивают устройством 6. Наружный диаметр фиксирующей головки 12 (фиг.1) подбирается с учетом возможности ее прохождения при приложении давления через нижнее отверстие 9 втулки 8 и невозможность прохождения всей пробки 10. При закачивании продавочной жидкости 15 фиксирующая головка 12 перекрывает нижнее отверстие 9 втулки 8, о чем свидетельствует рост давления закачивания на 1,0-1,5 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует, что весь объем структурообразующего реагента 13 вышел в затрубное пространство 16, а объем структурообразователя 14 (фиг.2) и продавочной жидкости 15 остались в НКТ 3. Фиксирование момента изменения давления позволяет контролировать объем компонентов тампонажной смеси, находящейся в НКТ 3 и в затрубном пространстве 16. Давление продолжает повышаться и под воздействием избыточного давления в 2,0-2,5 МПа фиксирующая головка 12 (фиг.1) разделительной пробки 10 проходит через нижнее отверстие 9 втулки 8, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного пространства 16, герметичность которого проверяют снижением давления до гидростатического и отсутствием перелива продавочной жидкости 15 более объема сжатия колонны НКТ 3. Благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне НКТ 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из НКТ 3 в затрубное пространство 16, либо в обратном направлении, что позволяет исключить относительное смещение уровней структурообразующего реагента 13 и структурообразователя 14 (фиг.2) и обеспечить их смешение во всем объеме. Одновременно достигается возможность приготовления тампонирующей смеси при любом соотношении объемов структурообразующего реагента 13 и структурообразователя 14. Лишь после этого НКТ 3 соединяют с вертлюгом 18 и буровым шлангом 19, в колонне НКТ 3 насосом цементировочного агрегата вновь повышают давление прокачивания до 3,0 МПа и более, при этом структурообразователь 14 отжимает втулку 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10, сжимая пружину 11, и попадает в радиальные отверстия 5, начинают подъем патрубка 4 с центратором 7 на НКТ 3 с одновременным закачиванием продавочной жидкости 15 через радиальные отверстия 5 патрубка 4 до первого разъединения колонны труб (на длину одной трубы). При этом структурообразователь 14 (фиг.2) вводится в структурообразующий реагент 13 через радиальные отверстия 5 патрубка 4 под давлением с высокой точностью со строго определенным расходом (расход можно регулировать в большую или в меньшую сторону изменением давления в НКТ 3), что позволяет перемешивать тампонажную смесь более тщательно и регулировать срок отверждения в большую или в меньшую сторону за счет изменения концентрации структурообразователя 14. Закачивание продавочной жидкости 15 прекращают, при этом втулка 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10 под действием пружины 11 возвращается в исходное положение, которая перекрывает радиальные отверстия 5 патрубка 4, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17, благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне НКТ 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из НКТ 3 в затрубное пространство 16, либо в обратном направлении. Далее развинчивают НКТ 3 и вновь соединяют с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, повышая давление до 3,0 МПа и более, так приподнимают НКТ 3 на высоту столба тампонажной смеси. Скорость подъема НКТ 3 и расход закачиваемой продавочной жидкости 15 определяются таким образом, чтобы к моменту дохождения патрубка 4 с открытыми радиальными отверстиями 5 до верхнего уровня столба 20 тампонажной смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонажной смеси) из НКТ 3 вытесняется весь объем структурообразователя 14, и в момент полного вытеснения структурообразователя 14 перекрывают трубную задвижку и подачей продавочной жидкости 15 в затрубное пространство 16 скважины продавливают тампонажную смесь в интервал нарушения 2 до получения нулевой приемистости, что позволяет исключить проведения обратной промывки после вытеснения всего объема структурообразователя 14, а это, в свою очередь, позволяет ускорить и упростить технологию. Скважину оставляют под давлением на время структурирования тампонажной смеси. После этого путем доспуска колонны НКТ 3 определяют интервал размещения смоляного моста (на фиг.1 и 2 не изображено) и осуществляют его разбуривание. Затем производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) избыточным давлением, а для добывающих скважин - дополнительно снижением уровня.

Пример практического осуществления способа.

Нефтедобывающая скважина с текущим забоем 1400 м обсажена эксплуатационной колонной 1 (фиг.1) с условным диаметром 146 мм. Поинтервальной опрессовкой определили интервал нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1). Негерметичность эксплуатационной колонны 1 была обнаружена в интервале 367,0-368 м (приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) составляла 370 м3/сут при 2,0 МПа). На глубине 378 м установили пакер-пробку марки СТА 21 (фиг.1). Произвели ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии закачки цементного раствора с оставлением цементного моста (на чертеже не изображено). После разбуривания цементного моста (на чертеже не изображено) определили приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) - падение давления с 10,0 до 0 МПа. При реализации способа в 146 мм эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на НКТ 3 диаметром 73 мм спустили патрубок 4 с радиальными отверстиями 5 на глубину 370 м. При этом устье скважины оборудовали герметизирующим устройством 6 типа ПВ4-С (разработка СевКавНИПИгаз), позволяющим производить спуск и подъем насосно-компрессорных труб 3. Снаружи патрубка 4 с радиальными отверстиями 5 установили центратор 7, состоящий из каркаса с четырьмя дугообразными упругими опорными планками. Конструкция подобного центратора 7 общеизвестна (Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. /Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. и др.- М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.-С.486-487). Внутри радиальные отверстия 5 патрубка 4 герметично перекрыли подпружиненной вверх втулкой 8 с нижним отверстием 9, перекрывающей перфорацию патрубка 4 в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой 10, внутренний диаметр нижнего отверстия 9 составляет 54 мм, втулка 8 зафиксирована фиксатором, фиксатор выполнен в виде пружины 11. Пружину 11, фиксирующую втулку 8, отрегулировали на полное открытие радиальных отверстий 5 при росте давления закачивания на 3,0 МПа от первоначального. В НКТ 3 закачали 1,0 м3 ацетонформальдегидной смолы АЦФ-3М-75 13, затем установили в НКТ 3 разделительную пробку 10 с фиксирующей головкой 12 с наружным диаметром разделительной пробки 10 60 мм и наружным диаметром фиксирующей головки 12 57 мм, закачали 0,16 м3 10%-ного водного раствора щелочи 14 (фиг.2) и пресную воду в качестве продавочной жидкости 15. При закачке продавочной жидкости 15 фиксирующая головка 12 (фиг.1) перекрыла нижнее отверстие 9 втулки 8, о чем свидетельствовал рост давления закачивания на 1,0-1,5 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствовал о том, что весь объем ацетонформальдегидной смолы АЦФ-3М-75 13 вышел в затрубное пространство 16, а 10%-ный водный раствор щелочи 14 (фиг.2) и продавочная жидкость 15 остались в НКТ 3. Давление плавно повышалось и под воздействием избыточного давления в 2,0-2,5 МПа фиксирующая головка 12 (фиг.1) разделительной пробки 10 прошла через нижнее отверстие 9 втулки 8, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного пространства 16. Далее прекратили закачивание продавочной жидкости 15, при этом фиксирующая головка 12 фиксируется в нижнем отверстии 9 втулки 8, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17, герметичность которого проверяли снижением давления до гидростатического и отсутствием перелива продавочной жидкости 15 более объема сжатия колонны НКТ 3. Соединили НКТ 3 с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, в колонне НКТ 3 насосом цементировочного агрегата вновь повысили давление до 3,0 МПа, при этом структурообразователь 14 отжимает втулку 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10 и попадает в радиальные отверстия 5, начали поднимать патрубок 4 с центратором 7 на НКТ 3 с одновременным закачиванием продавочной жидкости 15 через радиальные отверстия 5 до первого разъединения колонны труб (на длину одной трубы). Прекратили закачивание продавочной жидкости 15, при этом втулка 8 с разделительной пробкой 10 под действием пружины 11 возвращается в исходное положение, перекрывая радиальные отверстия 5 патрубка 4, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17. Далее произвели развинчивание НКТ 3, соединили вновь НКТ 3 с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, повысили давление до 3,0 МПа, так приподняли НКТ 3 до глубины 260 м, при этом скорость подъема НКТ 3 равна 10 м/мин, а расход равен 4,1 л/с.При подъеме НКТ 3 подаваемый под давлением через радиальные отверстия 5 патрубка 4 10%-ный раствор щелочи 14 равномерно распределяется в ацетонформальдегидной смоле 13 и в стволе скважины образуется однородная тампонажная смесь. В момент, когда из НКТ 3 вытеснился весь объем структурообразователя 14, перекрыли трубную задвижку и подачей продавочной жидкости 15 в затрубное пространство 16 скважины продавили тампонажную смесь в интервал нарушения 2 до получения нулевой приемистости. Оставили скважину под давлением на время структурирования тампонажной смеси. После этого путем доспуска НКТ 3 определили интервал размещения смоляного моста (на фиг.1 и 2 не изображено) и произвели его разбуривание. Произвели испытание на герметичность эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) под давлением 10,0 МПа и снижением уровня свабированием, эксплуатационная колонна 1 герметична. Произвели освоение скважины и пуск ее в работу.

Преимуществами заявленного способа перед известным способом являются возможность расширения диапазона дозировки при подъеме патрубка на НКТ с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получение композиции с различными физико-химическими свойствами в скважине за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением.

Способ приготовления тампонажной композиции в скважине, включающий спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка с центратором и посадочным кольцом на колонне труб, последовательное закачивание в колонну труб структурообразующего реагента и структурообразователя через разделительную пробку, смешение структурообразующего реагента и структурообразователя в скважине при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб, отличающийся тем, что посадочное кольцо изготавливают в виде подпружиненной вверх втулки, перекрывающей перфорацию патрубка в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой, смешение структурообразующего реагента и структурообразователя производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания.



 

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя.

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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляционных работ в обсаженных скважинах. В скважину спускают рыхлитель на колонне насосно-компрессорных труб, через который намывают песчаный мост, перекрывающий интервал перфорации нижележащего нефтяного продуктивного пласта не менее чем на 5-10 м.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для доставки двухкомпонентного состава в зону ремонтно-изоляционных работ с последующим смешением в нужной пропорции.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих 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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Способ ликвидации скважины включает глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки. Способ включает следующие стадии: вырезание и удаление участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта. Удаление тампонажного материала напротив вырезанного участка. Расширение ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости. Заполнение кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой. Осаждение в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы. Жидкостная составляющая баритовой пульпы имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением. Изобретение обеспечивает повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин за счет устранения каналов перетока газа от продуктивного пласта к устью.

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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. Технический результат - обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде. В способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, при этом обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ. 1 табл.
Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Закачивают в пласт битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из битумсодержащего реагента и минерального порошка. В качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка - тампонажный цемент. Битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. После приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до его отверждения в водоносной части пласта и растворения в нефтеносной части пласта. Далее производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения состава, находящегося в водоносной части пласта, с последующим его удалением из нефтеносной части пласта при освоении скважины. Изобретение позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости и снижения трудоемкости работ. 1 табл.

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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ. На колонне труб в эксплуатационную колонну спускают перфорированный патрубок с центратором и посадочным кольцом. В колонну труб последовательно закачивают структурообразующий реагент и структурообразователь через разделительную пробку и осуществляют последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб. При этом смешивание производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания. Позволяет расширить диапазон дозировки при подъеме патрубка на НКТ с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получить тампонажную композицию с различными физико-химическими свойствами за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением. 2 ил.

Наверх