Способ изоляции поглощающих пластов


 


Владельцы патента RU 2506409:

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

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

 

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности к изоляции поглощающих пластов, а также к способам восстановления крепи скважин.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, основанный на применении состава с массовой долей компонентов: ацетоноформальдегидная смола 50-90%, 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40%, пластовая вода девонского горизонта - остальное (патент RU №2250983, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.2005, бюл. №12).

Основным недостатком указанного способа является низкая эффективность способа в условиях интенсивных поглощений, в частности, с целью исключения возникновения аварийной ситуации во время приготовления и закачивания состава время отверждения состава подбирают от 2 и более часов. В результате чего в условиях интенсивных поглощений изоляционный экран не успевает образоваться, и это ведет к моментальному поглощению состава.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ изоляции поглощающих пластов путем спуска заливочных труб, последовательной закачки по заливочным трубам компонентов тампонирующей смеси и последующей их совместной продавки в пласт, при этом с целью повышения качества изоляции первый компонент при выходе через открытый конец заливочных труб поднимают в затрубное пространство, а по мере выхода из заливочных труб следующего компонента совместно с ним в поглощающий пласт из затрубного пространства продавливают первый компонент в соотношении 3:1, а перед закачкой первого компонента в затрубное пространство закачивают облегченную жидкость (а.с. №823559, МПК Е21В 33/138, опубл. 23.04.1981).

Недостатком данного способа является его низкая эффективность за счет незначительного проникновения в пласт тампонирующей смеси из-за большого содержания в своем составе твердой фазы, высокой вязкости и быстрого отверждения. В то же время образующийся камень из тампонирующей смеси на основе цемента хоть и характеризуется достаточно высокой механической прочностью, хрупкость его настолько высока, что он быстро разрушается при воздействии на него ударных нагрузок. Кроме того, перемешивание компонентов в тампонирующей смеси ограничивается лишь зоной их контакта при выдавливании одного компонента из труб с одновременной подачей второго компонента из затрубного пространства, что приводит к получению неоднородного, непрочного изоляционного экрана. Вследствие этого известный способ малоэффективен.

Технической задачей предложения 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.

Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции поглощающих пластов, включающим спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью.

Новым является то, что 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, продавливают второй компонент 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, а в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть.

На чертеже представлен способ изоляции поглощающих пластов. Сущность предлагаемого способа заключается в следующем (см. чертеж). Определяют интервал изоляции 1. Определяют приемистость в интервале изоляции 1. В обсадную колонну 2 скважины, заполненную жидкостью глушения, производят спуск заливочных труб 3 на глубину выше интервала изоляции на 30 м с установленным пакером 4 (различных типов) и втулкой-отсекателем 5. Втулка-отсекатель состоит из корпуса 6, выполненного в виде цилиндра, имеющего эксцентрически расположенный сквозной канал 7 круглого сечения с боковым отверстием 8 в средней части, в котором расположен рассекатель потока 9, кожуха 10, установленного снаружи корпуса 6. При этом корпус 6 с кожухом 10 напротив бокового отверстия 8 образуют полость 11, внутри которой размещена подвижная втулка 12, которая подпружинена пружиной 13 вверх и перекрывает боковое отверстие 8 в транспортном положении (на фиг. не показано). Пружина 13, фиксирующая подвижную втулку 12, отрегулирована на полное открытие бокового отверстия 8 при давлении 2 МПа. Далее подбирают двухкомпонентную тампонирующую смесь в зависимости от того, какие тампонирующие составы имеются в наличии. Выбирают общий объем тампонирующей смеси по таблице 1 в зависимости от удельной приемистости интервала изоляции, которая устанавливается при проведении опытно-промысловых работ на скважинах. Подбирают количество порций от 3 до 4 (в зависимости от приемистости интервала изоляции) и соотношение компонентов в порции, определяется время отверждения тампонирующей смеси в зависимости от соотношения компонентов.

Таблица 1
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) в пределах Объем тампонирующей смеси, м3
3,0-4,5 10-15
4,5-6,0 15-25
Более 6 25-50

Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, отверждаемые с выделением тепла, например:

- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) и 10%-ный водный раствор едкого натра;

- смола полимерной композиции «БАРС» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011;

- кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) и 6%-ная соляная кислота;

- смола полимерной композиции «АЙБЭТ» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 и т.д. Время отверждения каждой порции в зависимости от объемного соотношения компонентов приведено в таблице 2.

В качестве буферной и продавочной жидкости используют товарную нефть.

Затем последовательно закачивают по заливочным трубам 3 облегченную жидкость, буферную жидкость, первый компонент, буферную жидкость, второй компонент тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство 14 через открытый конец заливочных труб 3.

Таблица 2
Объемное соотношение компонентов Время отверждения, ч-мин Примечание
10%-ный водный раствор едкого натра: ацетоноформальдегидная смола
1:4 1-45
1:3 1-20
1:2 0-50
1:1 0-20 Температура тампонирующей смеси при отверждении 52°C
отвердитель: смола полимерной композиции «БАРС»
1:4 2-30
1:2,5 1-50
1:1 0-15 Температура тампонирующей смеси при отверждении 69°C
отвердитель: смола полимерной композиции «АЙБЭТ»
1:4 2-00
1:3,5 1-40
1:2 1-05
1:1 0-30 Температура тампонирующей смеси при отверждении 34°C
6%-ная соляная кислота: кремнийорганический продукт 119-296И
1:4 3-00
1:3 2-30
1:2 1-00
1:1 0-15 49

Производят посадку пакера 4. Используют пакер любой известной конструкции, например пакер производства АзИНМАШ типа ПШ. Далее осуществляют продавку второго компонента по заливочным трубам, одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа, при этом первый компонент отжимает подвижную втулку 12, сжимая пружину 13, попадает сначала в отверстие 8, далее через рассекатель потока 9 под давлением в поток второго компонента. Равномерное распределение, перемешивание закачиваемых компонентов и получение однородной тампонирующей смеси обеспечивается наличием рассекателя потока. 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, при этом подвижная втулка 12 по действием пружины 13 возвращается в исходное положение и перекрывает боковое отверстие 8, герметизируя затрубное пространство от трубного. Благодаря герметичному перекрытию затрубного и трубного пространств не происходит свободного перетока жидкости из заливочных труб в затрубное пространство, либо в обратном направлении. Причем осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси.

Использование в качестве буферной и продавочной жидкости товарной нефти снижает разбавление компонентов в первой и последней порциях, наиболее ответственной части тампонирующей смеси. Для тампонирующих смесей на основе большинства синтетических смол (ацетоноформальдегидные, фенолформальдегидные, алкилрезорциновые) и кремнийорганических продуктов (119-296И, АКОР-БН 102, продукт 119-296Т) характерно отверждение с выделением тепла, при этом сокращается время отверждения с увеличением температуры, что приводит к увеличению прочности тампонажного камня, получаемого из тампонирующих смесей на основе вышеперечисленных материалов. Продавку компонентов тампонирующей смеси начинают с соотношения компонентов в первой порции 1:4, что позволяет увеличить глубину охвата за счет более длительного времени отверждения, малой вязкости тампонирующей смеси (100-150 мПа·с). Затем соотношение компонентов тампонирующей смеси в порциях выбирают в интервале от 1:4 до 1:1. Последней порцией продавливают компоненты тампонирующей смеси при соотношении первого и второго компонентов 1:1 соответственно, что позволяет получить плотную тампонирующую массу за счет быстрого отверждения тампонирующей смеси. Следовательно, последняя порция тампонирующей смеси при соотношении компонентов 1:1 является дополнительным катализатором отверждения предыдущих за счет увеличения температуры тампонирующей смеси при отверждении. Количество порций выбирают от 3 до 4 (см. табл.). За счет разобщения затрубного пространства пакером, подвижной втулкой, а также за счет того, что и заливочные трубы заполнены товарной нефтью, обеспечивается выравнивание пластового и скважинного давлений в интервале изоляции. Таким образом, выдержка тампонирующей смеси в призабойной зоне происходит при отсутствии перепада давления и, как следствие, фильтрации.

Пример практического применения.

На глубине 894,8-895,6 м определяют интервал изоляции, удельная приемистость интервала изоляции - 3,18 м3/(ч·МПа). На заливочных трубах устанавливают пакер (пакер шлипсовый ПШ) и втулку-отсекатель. В обсадную колонну скважины, заполненную жидкостью глушения, производят спуск заливочных труб в интервал 864,8 м (на 30 м выше интервала изоляции). Втулка-отсекатель состоит из корпуса 6, выполненного в виде цилиндра, имеющего эксцентрически расположенный сквозной канал 7 круглого сечения с боковым отверстием 8 в средней части, в котором расположен рассекатель потока 9, кожуха 10, установленного снаружи корпуса 6, при этом корпус 6 с кожухом 10 напротив бокового отверстия образуют полость 11, внутри которого размещена подвижная втулка 12, которая подпружинена пружиной 13 вверх и перекрывает боковое отверстие 8 в транспортном положении. Пружина 13, фиксирующая подвижную втулку 12, отрегулирована на полное открытие бокового отверстия 8 при росте давления на 2 МПа от первоначального. Далее подбирают двухкомпонентную тампонирующую смесь на основе ацетоноформальдегидной смолы и 10%-ного едкого натра общим объемом 10 м3. Затем насосом цементировочного агрегата последовательно закачивают по заливочным трубам 3 буферную жидкость (товарную нефть), 3 м3 10%-ного раствора едкого натра, буферную жидкость (товарную нефть), 7 м3 ацетоноформальдегидной смолы до момента полного выхода 3 м3 10%-ного едкого натра в затрубное пространство 14 через открытый конец заливочных труб 3. Производят посадку пакера 4. Далее этим цементировочным агрегатом продолжают продавку ацетоноформальдегидной смолы по заливочным трубам, одновременно вторым цементировочным агрегатом плавно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа, при этом 10%-ный водный раствор едкого натра отжимает подвижную втулку 12, сжимает пружину 13 и попадает сначала в отверстие 8, далее через рассекатель потока 9 под давлением в поток ацетоноформальдегидной смолы. Продавку 10%-ного едкого натра и ацетоноформальдегидной смолы осуществляют с помощью двух цементировочных агрегатов тремя порциями. Сначала продавливают порцию тампонирующей смеси, начиная с соотношения компонентов 1:4 (1 м3 10%-ного едкого натра и 4 м3 ацетоноформальдегидной смолы), затем порцию тампонирующей смеси в соотношении компонентов 1:2 (1 м3 10%-ного едкого натра и 2 м3 ацетоноформальдегидной смолы) и, заканчивая, продавливают последнюю порцию тампонирующей смеси в соотношении компонентов 1:1 соответственно (1 м3 10%-ного едкого натра и 1 м3 ацетоноформальдегидной смолы). После выхода последней порции тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, при этом подвижная втулка 12 под действием пружины 13 возвращается в исходное положение и перекрывает боковое отверстие 8, герметизируя затрубное пространство от трубного. Благодаря герметичному перекрытию затрубного и трубного пространств не происходит свободный переток жидкости из заливочных труб в затрубное пространство, либо в обратном направлении. Лишь после этого продавливают тампонирующую смесь продавочной жидкостью по заливочным трубам с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. Оставляют скважину на реагирование в течение 12 ч.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов.

Способ изоляции поглощающих пластов, включающий спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью, отличающийся тем, что 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, а в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть.



 

Похожие патенты:
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 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 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.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков. Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков при низких или средних значениях приемистости нарушений за счет использования полимерцементного раствора с улучшенным фильтратоотделением, высокой подвижностью, низкой вязкостью. В способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков, включающем определение приемистости нарушения, приготовление полимерцементного раствора, содержащего цемент и жидкость затворения, состоящую из ацетоноформальдегидной смолы, едкого натра и воды, закачивание его по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) до выравнивания столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве, подъем колонны НКТ на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения, причем при низких или средних значениях приемистости готовят полимерцементный раствор с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения, закачивают его по колонне НКТ, а продавливание полимерцементного раствора осуществляют циклически путем постепенного увеличения давления до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и уменьшения его до стабильного значения, при этом циклическую продавку осуществляют до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и его стабилизации при этом значении, снижают давление на 2 МПа ниже допустимого давления на эксплуатационную колонну и закрывают скважину на ожидание отверждения полимерцементного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами. Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами включает закачку эмульсии в изолируемый интервал нефтедобывающей скважины. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала, далее в скважину последовательно закачивают эмульсию, в качестве которой используют смесь высоковязкой нефти и товарной угленосной нефти. При открытой затрубной задвижке закачивают горячую пресную воду с температурой 70-80°C в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб. Полученный водоизоляционный экран закрепляют высоковязкой нефтью с температурой 40-70°C. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами за счет использования высоковязкой нефти для создания водоизоляционного экрана и его закрепления. 3 табл., 1 пр.
Наверх