Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах

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 эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Известны способы применения нефтебитумного продукта в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта и обработки нефтяного пласта (патент RU №2140529, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.99 г.), осуществляемые с помощью закачки состава для блокирования водоносных пластов, который представляет собой нефтебитумный продукт, извлеченный из добывающих скважин месторождения высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов. Способ ограничения водопритоков заключается в закачке в пласт нефтебитумного продукта или его растворов с химическими реагентами или полимерами, или углеводородными растворителями, в качестве которых используются тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки, атактический пропилен, мел, сажа, эпоксидная смола, пластмасса, резина, сера и др.), порошкообразный полиакриламид, лигносульфонат, углеводородные растворители (отработанный абсорбент, изопропанол), поверхностно-активные вещества (АФ9-12, ОП-10, нефтяные сульфонаты натрия), алюмохлорид. Закачку нефтебитумного продукта и химических реагентов можно производить одновременно или последовательно. При этом при использовании химических реагентов в виде тонко измельченных материалов раствор их с нефтебитумным продуктом подвергают механохимической активации и перемешиванию в дезинтеграторных установках.

Недостатками известного способа являются многостадийность и трудоемкость работ, связанные с высокой вязкостью нефтебитумного продукта и сложностью приготовления составов на его основе в промысловых условиях, вследствие чего перед закачкой в пласт требуется предварительный подогрев или смешение его с углеводородным растворителем для снижения вязкости, что ведет к значительному повышению материальных затрат при использовании технологии.

Наиболее близкими по технической сущности к предполагаемому изобретению являются битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2230900, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.06.2004). Согласно изобретению, способ изоляционных работ включает в себя приготовление и закачку в пласт битумсодержащего реагента или его смеси с углеводородным растворителем и/или минеральным порошком, в качестве углеводородного растворителя используют нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу «Корэ», а в качестве минерального порошка - бентонитовую глину.

Недостатками известного способа являются трудоемкость способа, связанная со сложностью и продолжительностью приготовления битумно-минерального тампонажного состава, его многокомпонентность, необходимость использования чистой нефти в качестве углеводородного растворителя, как следствие, высокая стоимость проведения технологии. К тому же, при закачивании битумно-минерального тампонажного состава, содержащего битумную эмульсию с углеводородным растворителем и бентонитовую глину, образующийся водоизоляционный экран будет иметь рыхлую структуру и, как следствие, со временем в условиях интенсивных поглощений и под воздействием агрессивных флюидов водоизоляционный экран будет разрушаться, что не обеспечивает надежную изоляцию водопритоков, приводит к локальному характеру действия данного способа и необходимости производить повторные работы по водоизоляции пласта и, как следствие, дополнительным материальным затратам.

Технической задачей предложения является повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битумно-минерального водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости, исключения дополнительных затрат на проведение повторных работ по ограничению водопритоков и снижения продолжительности и трудоемкости работ.

Задача решается предлагаемым способом ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, который включает в себя закачку в пласт битумно-минерального тампонажного состава, состоящего из битумсодержащего реагента и минерального порошка.

Новым является то, что в качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка тампонажный цемент, причем битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, после приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до отверждения битумно-минерального тампонажного состава в водоносной части пласта, растворения битумно-минерального тампонажного состава в нефтеносной части пласта, после чего производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения битумно-минерального тампонажного состава, находящегося в водоносной части пласта с последующим удалением битумно-минерального тампонажного состава из нефтеносной части пласта при освоении скважины.

В качестве тампонажного цемента используют портландцемент тампонажный ПЦТ-П-50 по ГОСТ 1581-96, а в качестве битумной эмульсии - например, высоковязкую нефть, добытую на Ашальчинском, Мордово-Кармальском месторождениях Республики Татарстан. Высоковязкую нефть берут после установки предварительного сброса воды (УПСВ) плотностью не ниже 870 кг/м3, которая представляет собой природную эмульсию с содержанием воды 5-10%.

Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах реализуется следующим образом.

Приготавливают битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из тампонажного цементного раствора, затворенного на пресной воде при водоцементном отношении 0,5 с добавлением битумной эмульсии в количестве от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. Все компоненты битумно-минерального тампонажного состава перемешивают до выравнивания плотности и закачивают в обводненный пласт с помощью цементировочного агрегата по предварительно спущенной в скважину колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). После закачки битумно-минерального тампонажного состава в скважину для отверждения битумно-минерального тампонажного состава в пласте состав оставляют под достигнутым давлением не менее чем на 2 ч (определено опытным путем), но не более времени отверждения битумно-минерального тампонажного состава. После выдержки производят обратную промывку в объеме не менее 1,5 объема колонны НКТ, которую после промывки приподнимают на 200-300 м с доливом в скважину жидкости соответствующей плотности глушения скважины, и оставляют скважину на время отверждения битумно-минерального тампонажного состава (обычно на 24-48 ч).

При добавлении в тампонажный цементный раствор битумной эмульсии более 10% от массы сухого тампонажного цемента растекаемость битумно-минерального тампонажного состава уменьшается, что может привести к росту давления нагнетания битумно-минерального тампонажного состава и, как следствие, к возникновению технологических трудностей при прокачке (потребуется больше времени для закачки битумно-минерального тампонажного состава в пласт, что может привести к его отверждению непосредственно в скважине). При добавке битумной эмульсии в тампонажный цементный раствор менее 1% от массы сухого тампонажного цемента формируемая оболочка из битумной эмульсии вокруг частиц цемента имеет малую толщину и при попадании ее в нефтенасыщенную часть пласта происходит ее разрушение и высаждение цементных частиц в нефтенасыщенной части пласта, что затрудняет его вымывание. Таким образом, сроки отверждения битумно-минерального тампонажного состава, содержащего битумную эмульсию в пределах от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, составляют 8-12 ч, что позволяет произвести безаварийную закачку предложенного битумно-минерального тампонажного состава в изолируемый интервал.

При закачивании предлагаемого битумно-минерального тампонажного состава в водонасыщенную часть пласта произойдет его отверждение вследствие поглощения воды цементом, при этом битумная эмульсия коалесцирует на поверхности адсорбирующего вещества (частиц цемента), а при попадании битумно-минерального тампонажного состава в нефтенасыщенную часть пласта отверждения не произойдет вследствие исключения процесса гидратации цемента в пересыщенной углеводородами среде ввиду того, что битумная эмульсия растворяется в углеводородной жидкости, что приводит к вымыванию битумно-минерального тампонажного состава из нефтенасыщенной части пласта и этим обусловлена селективность предлагаемой технологии. После выдержки, достаточной для отверждения цемента, попавший в нефтенасыщенную часть пласта и разбавленный пластовой нефтью битумно-минеральный тампонажный состав вымывается из коллектора еще в начале освоения пласта. Образовавшийся водоизоляционный экран в водонасыщенной части пласта стоек к действию агрессивных сред, поэтому может применяться для ограничения водопритоков в условиях сероводородной агрессии, обеспечивая надежную изоляцию пласта.

Приготовление битумно-минерального тампонажного состава осуществляется следующим образом.

Заблаговременно с использованием штатной спецтехники при капитальном ремонте скважин готовят битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из тампонажного цементного раствора (В/Ц=0,5) и битумной эмульсии (1-10% от массы сухого цемента). Затворение цемента водой для приготовления битумно-минерального тампонажного состава производится на скважине с использованием цементосмесительного агрегата. Тампонажный цемент подается на блок перемешивания цементосмесительной установки, куда одновременно подается вода. Полученный раствор откачивают в промежуточную емкость (используют чанок цементировочного агрегата), в которую равномерно добавляют битумную эмульсию. Далее битумно-минеральный тампонажный состав цементировочным агрегатом подают в смесительно-осреднительную установку УСО-16 или аналогичную, из которой после перемешивания до выравнивания плотности цементировочным агрегатом закачивают в скважину. Битумная эмульсия способна перемешиваться в любом типе смесителя с принудительным типом перемешивания, обеспечивающим получение однородного гомогенного битумно-минерального тампонажного состава.

Для оценки эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях по стандартной методике согласно ГОСТ 26798.1-96 при температуре 20±2°С и атмосферном давлении были определены прочностные свойства балочек из битумно-минерального тампонажного состава. Указанные испытания для наиболее близкого способа не проводили, так как прочность глинистой массы из используемого состава настолько мала, что из него не формировались балочки, требуемые для испытаний по ГОСТ 26798.1-96. Хрупкость битумно-минерального тампонажного камня определяли как отношение прочности битумно-минерального тампонажного камня на сжатие к прочности на изгиб. Результаты испытаний приведены в таблице.

Испытания водоизолирующей способности предлагаемого способа проводили на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм. Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель прокачивают битумно-минеральный тампонажный состав. Количество закачанного битумно-минерального тампонажного состава равно поровому объему модели пласта. Модель оставляют на 24 ч с целью отверждения битумно-минерального тампонажного состава, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.

Результаты исследования водоизолирующей способности битумно-минерального тампонажного состава по предлагаемому способу и наиболее близкого аналога представлены в таблице.

Из полученных результатов следует, что битумно-минеральные тампонажные составы, содержащие битумную эмульсию от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, обладают наилучшими прочностными свойствами. При содержании битумной эмульсии более 10% от массы сухого тампонажного цемента прочностные свойства битумно-минерального тампонажного камня ухудшаются. Наличие битумной эмульсии от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента в составе битумно-минерального тампонажного состава уменьшает хрупкость битумно-минерального тампонажного камня, что указывает на повышение трещинностойкости образующегося камня. Также добавка битумной эмульсии обеспечивает увеличение коррозионной стойкости битумно-минерального тампонажного камня, которое обусловлено тем, что битумная эмульсия за счет гидрофобизации пор уменьшает проницаемость цементного камня.

Таблица
Результаты испытаний
Показатели Содержание в битумно-минеральном тампонажном составе битумной эмульсии, % от массы тампонажного цемента
0,5 1 5 10 11
Водоцементное отношение 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Плотность, кг/м3 1850 1800 1780 1750 1740
Растекаемость по конусу АзНИИ, мм 220 219 210 190 175
Время отверждения, ч-мин
- начало 7-30 8-10 9-00 9-35 10-50
- конец 9-20 10-00 11-15 12-00 13-00
Прочность на изгиб, МПа - 7 сут 5,0 5,9 5,76 5,25 4,13
Прочность на сжатие, МПа - 7 сут 14,5 16,37 15,47 13,76 10,52
Прочность на изгиб, МПа - 180 сут 3,5 5,4 5,61 4,98 4,0
Хрупкость битумно-минерального тампонажного камня 2,9 2,77 2,69 2,62 2,55
Коэффициент изоляции через 2 сут, % 100 100 100 100 100
Коэффициент изоляции через 6 мес., % 98 98 94 96 96
По наиболее близкому аналогу
Коэффициент изоляции через 2 сут, % 100
Коэффициент изоляции через 6 мес., % 78

В течение 3 месяцев хранения полученных битумно-минеральных тампонажных камней в пластовой воде, содержащей сероводород, снижение прочности у битумно-минеральных тампонажных камней не происходит, а через 6 месяцев хранения в пластовой воде, содержащей сероводород, снижение прочности происходит незначительно, что позволяет утверждать о стойкости битумно-минеральных тампонажных камней к действию агрессивных сред.

Из представленных результатов видно, что коэффициент изоляции по предложенному способу через 24 ч составил 100%, через 6 мес. - 94-98%, а у наиболее близкого аналога соответственно 100 и 78%.

К тому же, обладая демпфирующими свойствами, битумная эмульсия обеспечивает повышение его ударной стойкости, что особенно ценно при эксплуатации скважины. Исследования полученных тампонажных камней при их хранении в пластовой воде более 6 месяцев показали, что изменение их линейных размеров не произошло, т.е образовавшийся тампонажный камень водостоек за счет образования в структуре гидрофильного цементного камня гидрофобных битумных пленок.

По отношению к наиболее близкому аналогу использование битумной эмульсии в битумно-минеральном тампонажном составе приводит к увеличению коррозионной стойкости тампонажного камня за счет гидрофобизации пор образующегося тампонажного камня и снижению его хрупкости.

Все вышеперечисленное обуславливает низкую водопроницаемость битуминизированного тампонажного камня и увеличивает время работы скважины до повторного обводнения. Кроме того, в отличие от прототипа отсутствие дополнительных операций по приготовлению битумсодержащего реагента в заявляемом способе упрощает способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, сокращает продолжительность работ и, как следствие, снижает их стоимость.

Пример практического применения.

В скважине №7890 с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм геофизическими методами был установлен интервал водопритока в интервале 1430-1435 м. Приготовили с применением указанной ранее специальной техники и методики 15 м3 битумно-минеральный тампонажный состав из пресной воды и портландцемента ПЦТ-II-50 с добавкой 6% битумной эмульсии от массы сухого тампонажного цемента. Закачали приготовленный битумно-минеральный тампонажный состав в скважину по предварительно спущенным в скважину на глубину 1400 м 73 мм НКТ. Далее произвели продавку битумно-минерального тампонажного состава технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 4,7 м3. После продавки битумно-минерального тампонажного состава выдержали битумно-минеральный тампонажный состав под давлением в течение 2 ч. После выдержки произвели обратную промывку скважины пресной водой в объеме 6,4 м3. После промывки приподняли колонну НКТ на глубину 1100 м с доливом скважины пресной водой и оставили скважину на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в битумно-минеральном тампонажном составе на 48 ч. В результате обводненность скважины снизилась с 97% до 84%, что привело к повышению дебита с 0,9 до 3,9 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости, исключения дополнительных затрат на проведение повторных работ по ограничению водопритоков и снижения трудоемкости работ.

Способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, включающий закачку в пласт битумно-минерального тампонажного состава, состоящего из битумсодержащего реагента и минерального порошка, отличающийся тем, что в качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка - тампонажный цемент, причем битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента, после приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до отверждения битумно-минерального тампонажного состава в водоносной части пласта, растворения битумно-минерального тампонажного состава в нефтеносной части пласта, после чего производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения битумно-минерального тампонажного состава, находящегося в водоносной части пласта с последующим удалением битумно-минерального тампонажного состава из нефтеносной части пласта при освоении скважины.



 

Похожие патенты:
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.
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.

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 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.

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.

Наверх