Способ уплотнения крепи газовых скважин

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 газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца.

В настоящее время накоплен большой опыт проведения РИР по уплотнению крепи газовых и газоконденсатных скважин с целью ликвидации негерметичности цементного кольца.

Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих реагентов.

Основным критерием выбора изоляционного материала является состояние цементного камня изолируемого интервала скважины, характеризуемое таким показателем, как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей или газов, которая определяется перед проведением РИР.

Известен способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство раствора электролита (патент РФ №2213203, 7 МПК Е21В 33/138, з. №2001130222, приоритет 08.11.2001, опубл. 27.09.2003).

Известен также способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку вязкого раствора в затрубное пространство (патент РФ №2166614, 7 МПК Е21В 33/138, з. №99119768, приоритет 14.09.1999, опубл. 10.05.2001).

В известных способах ввиду высокой вязкости закачиваемых составов и, в связи с этим, незначительной глубины их проникновения, снижается эффективность восстановления герметичности цементного камня.

Известен также способ герметизации флюидопроявляющих каналов в зацементированном межколонном пространстве скважин, включающий заполнение каналов изолирующим составом, содержащим уретановый предполимер, при этом сначала нагнетают газообразный агент до полного вытеснения жидкой фазы из флюидопроявляющих каналов, затем производят заполнение этих каналов углеводородной безводной жидкостью с низкой вязкостью и высокой проникающей способностью, далее закачивают раствор уретанового предполимера, после чего закачивают отвердитель (патент РФ №2277626, МПК Е21В 33/138, з. №2004135660, приоритет 06.12.2004, опубл. 10.06.2006).

Недостатком указанного способа является малая глубина проникновения закупоривающих составов, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков является способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента - водного раствора электролита с последующим созданием дополнительного давления, при этом в качестве реагента используют раствор неорганической соли, образующий нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, например, раствор сернокислого алюминия в концентрации 9,0-23,0 мас.%, причем дополнительное давление создают не ранее чем через 2 часа после закачивания неорганической соли (патент РФ №2166613, 7 МПК Е21В 33/138, з. №98118177, приоритет 02.10.1998, опубл. 10.05.2001, прототип).

Недостатком данного способа является сложность приготовления раствора сернокислого алюминия, обусловленная слабой растворимостью реагента при низкой температуре (требуется подогрев воды до +90°C), а также невозможность использования при отсутствии приемистости межколонных пространств (МКП) по воде.

Задачей заявляемого технического решения является обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде.

Указанная задача в заявляемом 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, решается тем, что 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.

Отличием заявляемого способа от указанного выше, наиболее близкого к нему, является то, что 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 в затрубное пространство закачивают углекислый газ.

Для эксплуатационных скважин при полном отсутствии приемистости по воде восстановление газогерметичности крепи, а именно цементного кольца в межколонных пространствах осуществляется с помощью углекислого газа.

Авторами экспериментально установлено, что при взаимодействии углекислого газа с основным минералом цементного камня - гидроксидом кальция происходит карбонизация цементного камня по схеме:

Ca(OH)2+CO2→CaCO3↓+H2O

При этом образуется осадок карбоната кальция, который под воздействием давления закупоривает микротрещины и поры цементного камня, восстанавливая его герметичность.

Давление закачки углекислого газа определяется по формуле:

Pз=К·Pмкп<Pдоп,

где Pз - давление закачки газа, МПа;

К - коэффициент, учитывающий повышение давления для преодоления газогидродинамических сопротивлений при вытеснении флюидов, находящихся в цементном камне, при этом К=1,5-2,0;

Pмкп - давление на устье в межколонном пространстве, МПа;

Pдоп - допустимое давление, которое выдерживает устьевое оборудование или обсадные трубы, МПа.

Углекислый газ закачивают под давлением, которое должно превышать начальное давление, но не более допустимого.

Таким образом, заявляемая совокупность технологических операций по уплотнению крепи газовых скважин обеспечивает достижение нового технического результата, получаемого от использования отличительных признаков и заключающегося в обеспечении возможности проникновения углекислого газа на большую глубину в поры и микротрещины цементного камня, недоступные для любой жидкости (т.к. приемистость по воде отсутствует), где за счет протекания реакции взаимодействия с гидроксидом кальция образуется карбонат кальция, который уплотняется под действием повышенного давления и кольматирует поры и микротрещины цементного камня, восстанавливая газогерметичность межколонного пространства.

Известно применение углекислого газа в качестве дисперсной газовой фазы в способе изоляции притока свободного газа в скважину (заявка на изобретение №2001107412, 7 МПК Е21В 43/32, приоритет 21.03.2001, опубл. 20.02.2003).

В указанном способе углекислый газ используется в качестве дисперсной газовой фазы для приготовления водонефтяной эмульсии с добавками ПАВ, применяемой для изоляции притока свободного газа из пласта в скважину.

Из доступных источников научно-технической и патентной информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Исследования изолирующих свойств проводились по общепринятой методике измерения приемистости образцов до и после закачки (Гиматудинов Ш.К. и др. Практикум по физике нефтяного пласта. М., изд. МИНХ и ГП, 78 г.).

Изоляционный эффект Киз определяется по формуле:

Киз=(1-К21)·100%,

где К1 - приемистость до обработки,

К2 - приемистость после обработки.

Для оценки эффективности заявляемого технического решения были проведены лабораторные исследования. Проверка изоляционного эффекта проводилась на специально смонтированной установке на образцах цементного камня.

Пример. Сформировали образцы цементного камня, имеющие форму усеченного конуса с диаметром оснований 44 и 38 мм и высотой 76 мм с нулевой приемистостью по воде и с приемистостью по гелию от 0,1·10-3 до 45,0·10-3 м3/(ч·МПа). Затем каждый образец насыщали углекислым газом под давлением 0,1 МПа в течение двух часов, после чего подачу газа прекратили и оставили образцы на 24 часа для протекания реакции. По истечении этого срока проводили с помощью гелия проверку приемистости обработанных углекислым газом образцов. Результаты исследований отражены в таблице.

№№ п/п Приемистость по газу, м3/(ч·МПа) Изоляционный эффект, %
Исходная После восстановления
1 0,1·10-3 0 100,0
2 0,4·10-3 0 100,0
3 0,78·10-3 0 100,0
4 0,9·10-3 0 100,0
5 6,7·10-3 0 100,0
6 10,0·10-3 2,0·10-3 97,0
7 20,0·10-3 2,6·10-3 96,7
8 45,0·10-3 5,7·10-3 87,3

Проводя анализ результатов исследований, данные которых отражены в таблице, видно, что при приемистости от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) изоляционный эффект составляет 100%. При приемистости цементного камня по газу менее 0,1·10-3 м3/(ч·МПа) происходит мгновенная кольматация пор цементного камня. При значениях приемистости цементного камня по газу более 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) происходит постепенное разрушение цементного камня за счет его коррозии в среде углекислого газа, увеличения пористости и проницаемости.

Изолирующий реагент согласно прототипу закачать в эти образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось ввиду того, что их приемистость по воде отсутствует.

В промышленных условиях способ реализуется следующим образом:

- определяется избыточное давление на устье в МКП скважины;

- стравливается давление из МКП;

- определяется приемистость по воде;

- при отсутствии приемистости по воде к устью скважины подсоединяется через редуктор баллон с углекислым газом;

- производится продувка от излишков воды и герметизируется устье скважины;

- в МКП закачивается углекислый газ под давлением, которое должно в 1,5÷2,0 раза превышать начальное избыточное давление, но не более допустимого;

- по падению давления в баллоне определяется объем закачанного газа;

- при отсутствии падения давления в баллоне подачу углекислого газа в МПК прекращают;

- после чего создают дополнительное давление в 1,5÷2,0 раза превышающее начальное избыточное давление, но не более допустимого;

- скважину в таком положении оставляют на 24 часа для протекания реакции углекислого газа с гидроксидом кальция;

- по истечении указанного времени производится стравливание давления в МКП и определяется поступление флюида из МКП;

- при отсутствии поступления флюида производится опрессовка МКП углекислым газом на давление, которое не должно превышать расчетное давление.

Заявляемый способ уплотнения крепи газовых скважин обладает по сравнению с прототипом следующими преимуществами:

- обеспечивается проникновение изолирующего агента (углекислого газа) в цементный камень на большую глубину;

- достигается восстановление газогерметичности цементного камня при нулевой приемистости МКП по воде и приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа);

- производится упрощение способа за счет того, что закачивают газообразный реагент, а не раствор соли, который предварительно необходимо приготовить нужной концентрации.

Использование заявляемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволяет обеспечить газогерметичность межколонных пространств с нулевой приемистостью по воде.

Способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
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.

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.
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.
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.

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 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.

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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ.
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 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.

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 способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб в резьбовых соединениях и сквозных повреждениях. Сущность изобретения заключается в том, что на колонне труб или на тросе (11) осуществляется спуск, к месту расположения негерметичности по резьбе или сквозному повреждению (4), непроницаемой оболочки - накладки (5) в виде свернутого в рулон металлического листа и установка его с возможностью плотного прилегания к внутренней стенке трубы по всему периметру. Причем металлический лист-накладку (5) толщиной 2-3 мм и более изготавливают из пружинной стали, например из стали 60С2 или 65Г, и в рулоне закрепляют двумя малопрочными заклепками (13), которые при взрыве слабого по мощности заряда (12) внутри рулона в обсадной колонне, напротив места негерметичности (4), срезаются, и металлический лист-накладка, под действием внутренних сил упругости, раскручивается и плотно прижимается к внутренней поверхности обсадной трубы, причем на внешнюю поверхность металлического листа (поверхность, которая будет прилегать к внутренней поверхности обсадной трубы) предварительно наносят слой мягкого деформирующегося материала, например резины, или надевают на рулон с внешней его стороны цилиндрическую прокладку из такого же материала (2), который, деформируясь под действием сил упругости от накладки, обеспечивает герметичность между устанавливаемым металлическим листом-накладкой и внутренней стенкой обсадной трубы. 2 ил.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам цементирования обсадных колонн. Способ цементирования обсадных колонн включает подготовку ствола скважины, спуск обсадной колонны, промывку скважины промывочной жидкостью, закачку буферной жидкости и тампонажного раствора и продавку их в затрубное пространство. При этом с целью увеличения сцепления цементного камня с внешней поверхностью обсадных труб и породой поверхности скважины в тампонажный раствор, при его приготовлении, добавляют моноэлектрет с плюсовым или минусовым зарядами в измельченном до дисперсного состояния виде массой до 1%. Тщательно этот раствор перемешивают и продавливают в затрубное пространство. После чего обсадную колонну на устье скважины соединяют, соответственно заряду моноэлектрета, с «отрицательной» или «положительной» клеммами источника постоянного электрического тока напряжением от 10 до 24 В и удерживают под напряжением до момента затвердевания цементного камня. Техническим результатом является повышение герметичности затрубного пространства. 2 ил.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями. Сущность изобретения заключается в том, что металлический лист - накладка прямоугольной формы, толщиной 2-3 мм и более, изготавливается из сплава с памятью, например нитинола, свертывается в рулон в криостате с температурой минус 80°С и ниже, помещается в эластичный трубчатый рукав длиной не менее высоты накладки и располагается в устройстве, в котором поддерживается температура ниже температуры возврата материала накладки к первоначальной форме, например с помощью сухого льда, затем устройство с накладкой опускают к месту негерметичности колонны, освобождают накладку от корпуса устройства, после чего она нагревается от жидкости в скважине, при этом начинает проявляться термоупругость и накладка стремится вернуться к своему первоначальному плоскому состоянию, чему мешают трубы обсадной колонны, и прижимается к их внутренней поверхности через эластичную прокладку, что обеспечивает хорошую герметичность по всему периметру этой поверхности. А устройство для герметизации обсадных труб включает корпус (1) цилиндрической формы с закрытым верхним торцом плоской накладкой, в центре которой выполнено отверстие и вварена в него короткая труба (4) с резьбой на свободном конце, для присоединения к колонне труб (5) перед спуском, а нижний торец корпуса закрывается круглым дном (13) с шариковыми замками (12) в их боковой поверхности для удержания дна в соединении с корпусом, и на внутренней поверхности дна установлен нижний узел крепления троса (10), другой конец которого закреплен на верхнем узле (6), расположенном у нижнего торца короткой трубы, причем длина троса (8) должна быть не менее двух высот накладки; внутренняя поверхность корпуса и дна покрыта слоем из теплоизоляционного материала (2), чтобы за время спуска накладка не успела нагреться; между внутренними объемами короткой трубы и корпуса имеется связь в виде отверстий для протекания по ним жидкости под давлением, а рулон из накладки помещается внутрь корпуса, который при этом переворачивается, свободные объемы в корпусе заполняются сухим льдом (16), после чего устанавливается дно и корпус переворачивается обратно. Изобретение позволяет надежно и на долгое время эксплуатации герметизировать обсадные трубы. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

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 и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ. 1 табл.

Наверх