Способ изоляции зон водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2504640:

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

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 нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Известен способ изоляции, осуществляемый с помощью закачки состава для блокирования водоносных пластов, который содержит водорастворимый полимер акрилового ряда, силикат натрия, регулятор гелеобразования, воду и добавку, в качестве которой используют древесные опилки, модифицированные суспензией водорастворимой вязкой жидкости (пат. RU №2120547, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.10.1998, бюл. №29). Состав закачивают в скважину для изоляции водоносных пластов, которая осуществляется с помощью закупоривающего эффекта.

Недостатком известного способа является то, что он обладает низкой механической прочностью, недостаточной, например, для закрепления слабосцементированных и осыпающихся горных пород, а в случае создания в скважине знакопеременных депрессий состав вымывается из пор за счет быстрого прорыва воды в скважину вдоль изолирующего экрана.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ изоляции водопритока цементным раствором (А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, И.Б. Саркисов. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин, Баку, Азнефтеиздат, 1953, с.230). Согласно способу закачка цементного раствора производится через насосно-компрессорные трубы (НКТ) с последующей продавкой в пласт технологической жидкостью. Если в процессе закачки цементного раствора давление не поднимается, то весь цементный раствор продавливают в пласт, не оставляя в НКТ, при этом, не дожидаясь срока окончания твердения цементного раствора, производят повторную операцию цементирования. После окончания срока твердения цемент, оставшийся в колонне, разбуривают, испытывают эксплуатационную колонну на герметичность и в случае отрицательного результата производят догерметизацию эксплуатационной колонны, используя смолы или другие материалы.

Недостатком известного способа является то, что однократная закачка не всегда позволяет изолировать водоприток и эффект от применения способа зачастую достигается только после повторных закачек цементного раствора.

Технической задачей предложения является 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.

Задача решается способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал.

Новым является то, что после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной - 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м3 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 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.

Используемые в предлагаемом предложении реагенты для приготовления цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном:

- цемент по ГОСТ 1581-96. Портландцемент тампонажный (ПЦТ II-50);

- фиброволокно длиной 3, 6, 12, 18 мм по ТУ 2272-006-13429727-2007. Волокно строительное микроармирующее. Фиброволокно представляет собой волокна, изготовленные из термопластичных полимеров.

Известно, что цементные камни, полученные при отверждении цементного раствора, обладая высокой прочностью на сжатие, имеют сравнительно низкую прочность на растяжение и на изгиб, а также некоторую проницаемость для газов и жидкостей. Для исправления этих недостатков используют много различных способов, одним из которых является армирование цементного камня различными волокнистыми материалами как органического, так и неорганического происхождения.

Широкое распространение получили стеклянные, стальные, целлюлозные, синтетические и др. волокна. Все они различаются физико-механическими свойствами: стойкостью к воздействию на них агрессивных сред и температур, экологической безопасностью и др. Волокно может изготавливаться из термопластичных полимеров (полиэтилентерефталата, полибутилентерефталата, полипропилена, полиэтилена, полиамида или других высокомолекулярных полимеров) в различных комбинациях ядро/оболочка. Фиброволокно предназначено для применения в бетонах и растворах на цементном, гипсовом, магнезиальном вяжущих, производства бетонных и железобетонных конструкций в гражданском, промышленном, дорожном, строительстве для улучшения комплекса физико-механических свойств цементного камня (прочности, водонепроницаемости, морозостойкости и коррозионной стойкости бетонов и растворов).

Фиброволокно, добавленное в небольших количествах к цементу, оказывает положительное влияние на физико-механические параметры цементных растворов.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. Готовят цементный раствор перемешиванием цемента марки ГЩТ II-50 и пресной воды плотностью 1000 кг/м3 при водоцементном отношении 0,5 (В/Ц=0,5) с плотностью цементного раствора в пределах 1800-1850 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подают в чанок агрегата ЦА-320 М, откуда с помощью насоса агрегата ЦА-320 М закачивают в скважину. После закачки цементного раствора в количестве 10% от его суммарного объема, не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора непрерывно и равномерно добавляют порции фиброволокна. Добавляют первую порцию фиброволокна, начиная с минимальной длины 3 мм, с минимальным количеством - 1 кг на 1 м3 цементного раствора. Такой размер фиброволокна позволяет цементному раствору с фиброволокном проникнуть в мелкие поры обводненного пласта и изолирует их. Объем закачиваемого цементного раствора с первой и каждой последующей порцией фиброволокна составляет 10-50% от суммарного объема цементного раствора. Если давление при закачке не повышается или повышается незначительно, закачку продолжают, добавляют в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, количеством от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора. Такой раствор не проникает в мелкие поры, но цементирует средние и крупные поры пласта и т.д. Если давление при закачке не повышается или повышается незначительно, то закачку продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Третьей порцией закачивают фиброволокно длиной 12 мм, четвертой порцией - 18 мм, причем количество фиброволокна в порциях выбирают 2-5 кг на 1 м3 цементного раствора (количество фиброволокна в порциях выбирают в зависимости от приемистости изолируемого интервала и давления закачки). Таким образом, увеличивают длину и количество фиброволокна в порциях.

При последовательной закачке цементного раствора с фиброволокном (увеличивая длину фиброволокна и его количество с каждой порцией) должен происходить рост давления закачки. Закачку цементного раствора с фиброволокном продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Если такое давление будет достигнуто при добавлении первой или последующей порции фиброволокна, то закачку цементного раствора с фиброволокном прекращают. Если же давление остается неизменным, то закачку цементного раствора с порциями фиброволокна продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты.

Общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном, необходимый для закачки в скважину при ограничении водопритока, зависит от удельной приемистости скважины. Он установлен при проведении опытно-промысловых работ на скважинах и его выбирают по таблице:

Таблица
- Общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном
Удельная приемистость изолируемого интервала, м3/(ч·МПа), в пределах Необходимый объем раствора, м3, в пределах*
от 1,5 до 2,5 от 3 до 5
от 2,5 до 3,5 от 5 до 7
более 3,5 от 10 до 15
* Объем цементного раствора составляет 10% от общего объема цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном

При достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, не прерывая процесс, осуществляют продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Продавку осуществляют технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважин, в качестве технологической жидкости используют воду плотностью от 1000 до 1180 кг/м3. Остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке с тем, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор еще находится в жидком состоянии. Затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Цементный камень, полученный после отверждения цементного раствора с фиброволокном, непроницаем для флюидов и коррозионностоек, обеспечивает хорошее сцепление с породой и эксплуатационной колонной скважины. Цементный камень также обладает повышенной сопротивляемостью к растяжению и высокой вязкостью разрушения, поскольку фиброволокна оказывают эффективное сопротивление раскрытию трещин не только вследствие сцепления (сопротивления в осевом для фиброволокна направлении), но и благодаря сопротивлению в поперечном направлении. В отличие от способа, принятого за прототип, изоляция зон водопритока достигается за один раз - отпадает необходимость повторной закачки, а также догерметизации изолируемого интервала скважины с использованием смолы, далее ожидания затвердевания смолы с последующим разбуриванием смоляного моста и т.д. Благодаря этому достигается экономия изолирующего состава и, соответственно, сокращается время проведения работ.

Пример 1. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм, интервал перфорации - 820,0-837,0 м. Скважина заполнена технологической жидкостью плотностью 1800 кг/м3. Интервал нарушения - 140,0-143,0 м. Глубина отсекающего моста - 153,0 м. Приемистость нарушения - 180 м3/ч при давлении Р=2,0 МПа, удельная приемистость - 3,75 м3/(ч·МПа). Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. В скважину спустили на колонне НКТ перо и установили его на глубину 120,0 м (см. табл.), при удельной приемистости 3,5 м3/(ч·МПа) общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном составляет 7,0 м3. Плотность цементного раствора - 1850 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подавали в чанок ЦА-320 М, откуда с помощью насоса ЦА-320 М его закачали в скважину в объеме 0,7 м при давлении 2,0 МПа. Не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора равномерно добавляли первую порцию фиброволокна начиная с минимальной длины 3 мм и в количестве 1 кг на 1,0 м цементного раствора. Закачали первую порцию в объеме 3,0 м3, при этом цементный раствор с фиброволокном проникает в мелкие поры цементируемого пласта и изолирует их, о чем свидетельствует увеличение давления закачки от 2,0 до 3,5 МПа. Так как давление повысилось незначительно, закачку продолжили, добавили в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 2 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали вторую порцию в объеме 2,0 м3, при этом давление плавно повысилось с 3,5 до 5,0 МПа, что свидетельствует о постепенном заполнении и цементировании средних и крупных пор пласта. Далее, закачку продолжили и добавили в цементный раствор третью порцию фиброволокна длиной 12 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 3 кг на 1,0 м3 цементного раствора. При закачке в изолируемый пласт третьей порции в объеме 1,3 м3 произошел рост давления до 7,0 МПа - 70% от максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Далее, не прерывая процесс, осуществили продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки перового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, равного 10,0 МПа. При продавке использовали технологическую жидкость плотностью 1180 кг/м3, соответствующую плотности жидкости глушения скважины. После этого остатки цементного раствора с фиброволокном вымыли обратной промывкой с противодавлением, равным 5,0 МПа (50% от допустимого давления при продавке) для того, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор с фиброволокном еще находится в жидком состоянии. Не снижая давления, скважину закрыли и оставили на 48 ч ОЗЦ. После истечения времени ОЗЦ путем доспуска колонны спрессованных НКТ с пером определили стакан из затвердевшего цементного раствора с фиброволокном, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10,0 МПа и снижением уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Затем произвели освоение скважины и запустили ее в работу.

Пример 2. Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм, интервал перфорации - 890,0-897,0 м. Скважина заполнена технологической жидкостью плотностью 1100 кг/м3. Интервал нарушения - 152,0-157,0 м. Глубина отсекающего моста - 167,0 м. Приемистость нарушения - 120 м3/час при давлении Р=1,0 МПа, удельная приемистость - 5,0 м3/(ч·МПа). Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 11,0 МПа. В скважину спустили на колонне НКТ перо и установили его на глубину 130,0 м (см. табл.), при удельной приемистости 5,0 м3/(ч·МПа) общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном составляет 12,0 м3. Плотность цементного раствора - 1830 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подавали в чанок ЦА-320 М, откуда с помощью насоса ЦА-320М закачивали в скважину в объеме 1,2 м3 при давлении 1,0 МПа. Не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора равномерно добавляли первую порцию фиброволокна, начиная с минимальной длины 3 мм и в количестве 1 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали первую порцию в объеме 4,0 м3, при этом цементный раствор с фиброволокном проникает в мелкие поры цементируемего пласта и изолирует их, о чем свидетельствует увеличение давления закачки от 1,0 до 2,0 МПа. Так как давление повысилось незначительно, закачку продолжили, добавили в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 3 кг на 1,0 м цементного раствора. Закачали вторую порцию в объеме 3,0 м3, при этом давление плавно повысилось с 2,0 до 3,5 МПа, что свидетельствует о постепенном заполнении и цементировании средних и крупных пор пласта. Далее закачку продолжили, добавили в цементный раствор третью порцию фиброволокна длиной 12 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 4 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали третью порцию в объеме 2,0 м3, при этом давление повысилось с 3,5 до 6,0 МПа. После этого добавили в цементный раствор четвертую порцию фиброволокна длиной 18 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 5 кг на 1,0 м3 цементного раствора. При закачке в изолируемый пласт четвертой порции в объеме 1,8 м3 произошел рост давления до 8,8 МПа - 80% от максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Далее, не прерывая процесс, осуществили продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, равного 11,0 МПа. При продавке использовали технологическую жидкость плотностью 1100 кг/м3, соответствующую плотности жидкости глушения скважины. После этого остатки цементного раствора с фиброволокном вымыли обратной промывкой с противодавлением, равным 6,6 МПа (60% от допустимого давления при продавке), для того, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор с фиброволокном еще находится в жидком состоянии. Не снижая давления, скважину закрыли и оставили на 48 ч ОЗЦ. После истечения времени ОЗЦ путем доспуска колонны спрессованных НКТ с пером определили стакан из затвердевшего цементного раствора с фиброволокном, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 11,0 МПа и снижением уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Затем произвели освоение скважины и запустили ее в работу.

Благодаря использованию предлагаемого способа изоляции зон водопритока в скважине увеличивается эффективность 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.

Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал, отличающийся тем, что после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством 1 кг на 1 м3 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 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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.

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.
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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину включает циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. При этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. 3 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает введение гелеобразующей жидкости для обработки в, по меньшей мере, часть подземного пласта и выдерживание гелеобразующей жидкости для образования геля в подземном пласте. При этом гелеобразующая жидкость содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования. Причем базовый полимер содержит акриламидное мономерное звено. Модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль и уменьшает время гелеобразования жидкости для обработки. Органический сшивающий агент может содержать полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразования. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением. Способ получения акрилового реагента заключается в том, что гидролизуют влажные отходы волокна Нитрон в растворе натра едкого с добавлением в реакционную смесь технических лигносульфонатов в течение 2-2,5 ч при температуре 95-100°С. При этом соотношение компонентов следующее: влажные отходы волокна Нитрон, в пересчете на абсолютно сухое волокно - 7-8 мас.%, натр едкий - 6-7,5 мас.%, лигносульфонаты, в пересчете на сухое вещество - 5-6 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности ограничения притоков вод в нефтяном пласте. 1 ил., 2 табл.
Наверх