Способ герметизации дегазационных скважин



Способ герметизации дегазационных скважин

 


Владельцы патента RU 2507378:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук (ИГД СО РАН) (RU)

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля. Одним из основных элементов дегазации газоносных горных пород является герметизация рабочей части дегазационных скважин от горной выработки, на поверхности которых расположены устья дегазационных скважин. Наличие подсосов воздуха в рабочую часть дегазационных скважин из горной выработки снижает эффективность дегазации и затрудняет промышленное использование откачиваемого углеводородного газа из-за высокого содержания воздуха в продукции дегазационных скважин. Для снижения подсосов воздуха в дегазационные скважины используют различные способы герметизации.

Известен способ герметизации дегазационных скважин по авторскому свидетельству СССР №739246 (МПК Е21F 7/00, опубл. 1980), заключающийся в том, что в скважине на границе обсадки устанавливают герметизатор, а кольцевое пространство между стенкой скважины и обсадной трубой заполняют цементным раствором с полимерными добавками и наносят на слой цемента газонепроницаемый слой из эластичного материала, например используют латекс бутил-каучук. Данный способ обеспечивает надежную герметизацию стенок скважины на участке обсадки и кольцевого пространства между обсадной трубой и стенкой скважины.

Недостатком известного способа является возможность подсосов воздуха в рабочую часть скважины через трещины в массиве в обход обсаженного участка скважины. В зависимости от трещиноватости пород доля этих подсосов может составлять 36-60%.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации дегазационных скважин по патенту РФ №2108464 (МПК 6 Е21F 7/00, опубл. 10.04.1998), включающий обсадку участка скважины и установку герметизатора, отличающийся тем, что перед обсадкой на участке скважины между устьем и местом установки герметизатора производят поинтервальный ориентированный гидроразрыв, а полученные трещины заполняют твердеющим составом, например водными растворами гелеобразующих составов, и создают в окружающем массиве воздухонепроницаемые экраны, после чего производят обсадку скважины и устанавливают герметизатор. Таким образом, в породах на участке между герметизатором и стенкой выработки создают ряд воздухонепроницаемых экранов, препятствующих поступлению воздуха из горной выработки в рабочую часть скважины по трещинам в горном массиве. Использование способа в объеме приведенных признаков позволяет снизить подсосы воздуха и повысить содержание метана в отсасываемой из горного массива смеси, а также уменьшить длину участка герметизации скважины с 7-10 и 1,5-2 м.

Недостатком известного способа по патенту РФ №2108464 является возможность частичного разрушения воздухонепроницаемого экрана после отвердевания заполняющего состава в период эксплуатации дегазационной скважины, например под действием деформационных процессов техногенного и/или природного происхождения, протекающих в массиве горных пород разрабатываемого месторождения, что способствует нарушению герметичности рабочей части дегазационной скважины и увеличению подсосов воздуха в нее. Кроме того, из-за ограниченного времени от начала заполнения экрана до начала отвердевания состава возможно неполное заполнение составом трещины гидроразрыва и связанных с нею фильтрационных каналов, что ведет к частичному перекрытию путей подсоса воздуха во вмещающих горных породах. Кроме того, неравномерное отвердевание состава в объеме воздухонепроницаемого экрана может сопровождаться локальным падением давления состава ниже давления запирания трещины гидроразрыва и схлопыванием полости экрана на отдельных его участках, что ведет к нарушению сплошности и герметичности воздухонепроницаемого экрана.

Техническая задача, решаемая в предлагаемом изобретении, заключается в повышении надежности и долговечности герметизации дегазационных скважин.

Поставленная задача решается тем, что в отличие от прототипа, воздухонепроницаемый экран создают за счет заполнения трещины гидроразрыва нетвердеющим жидким 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.

Такая совокупность существенных признаков позволяет повысить надежность и долговечность герметизации дегазационной скважины от горной выработки за счет создания в горных породах между плоскостью воздухонепроницаемого экрана и поверхностью горной выработки запирающего слоя с градиентом порового давления, направляющего фильтрацию флюидов от экрана в сторону горной выработки. При этом исключается фильтрация воздуха из горной выработки в горные породы запирающего слоя по фильтрационным каналам, имевшимся на момент установки герметизатора и/или вновь возникшим под действием деформационных процессов, что обеспечивает повышение надежности и долговечности герметизации рабочей части дегазационной скважины, препятствует подсосу воздуха из горной выработки, обеспечивает получение на выходе дегазационной скважины продукта с высоким содержанием углеводородного газа, тем самым упрощает его дальнейшее использование.

Давление жидкого состава в воздухонепроницаемом экране может быть ограничено сверху значением давления распространения трещины гидроразрыва, что стабилизует размеры воздухонепроницаемого экрана в период эксплуатации дегазационной скважины.

Вязкость жидкого состава перед заполнением трещины гидроразрыва может быть уменьшена, например за счет нагрева жидкости выше температуры вмещающих горных пород, что способствует заполнению трещины гидроразрыва, созданию экрана и запирающего слоя.

После создания воздухонепроницаемого экрана его устье может быть герметизировано твердеющим составом. Герметизация устья экрана препятствует оттоку жидкого состава из экрана в скважину при разбуривании скважины, установке в нее обсадной трубы, установке герметизатора, заполнения твердеющим составом затрубного пространства обсаженного участка дегазационной скважины.

Трещина гидроразрыва может быть заполнена составом из двух или более жидких компонент низкой вязкости, которые смешивают в полости воздухонепроницаемого экрана и образуют жидкость повышенной вязкости, например вязкопластическую жидкость с пределом текучести выше значения, равного 225 ( 1 ν 2 ) 128 R 0 E K I C 2 , где Е - модуль Юнга, ν - коэффициент Пуассона и КIC - вязкость разрушения вмещающих горных пород, a R0 - радиус воздухонепроницаемого экрана. Низкая вязкость исходных компонент способствует заполнению трещины гидроразрыва, а высокая вязкость получаемой жидкости способствует снижению ее утечек во вмещающие горные породы.

Трещина гидроразрыва может быть заполнена последовательно несколькими различными жидкостями, не смешивающимися друг с другом и обладающими различной проникающей способностью во вмещающие горные породы, причем жидкости закачивают в порядке уменьшения их проникающей способности в горные породы. При этом в горных породах вокруг воздухонепроницаемого экрана может быть создано не менее одного слоя горных пород, пропитанных закачиваемыми жидкостями. Создание дополнительных слоев вокруг экрана из пропитанных жидкостями горных пород повышает герметичность дегазационной скважины.

В период эксплуатации дегазационной скважины давление в экране могут поддерживать за счет подкачки нетвердеющего состава через дополнительную скважину, пробуренную в полость экрана из горной выработки. Подкачка жидкости в полость экрана позволяет компенсировать утечки жидкости в проницаемые вмещающие горные породы в период эксплуатации дегазационной скважины.

Использование способа в объеме приведенных признаков позволит значительно снизить подсосы воздуха в период эксплуатации дегазационной скважины и повысить содержание углеводородных газов в продукции дегазационных скважин, а также уменьшить длину участка герметизации скважины с 1,5-2 до 0,2-0,5 м.

На чертеже приведена схема дегазации массива газоносных горных пород с герметизацией дегазационной скважины по данному способу. Для дегазации массива газоносных горных пород 1 из горной выработки 2 бурят дегазационную скважину 3, на обсаживаемом участке 4 скважины намечают интервал гидроразрыва и место заложения воздухонепроницаемого экрана. В месте заложения экрана применяют известные способы ориентации развития трещины гидроразрыва поперек оси скважины, например, нарезают в стенках скважины концентратор напряжений. Интервал гидроразрыва герметизируют пакерами и осуществляют гидроразрыв по обычной технологии. Гидроразрыв считается завершенным при падении давления в загерметизированном участке скважины и подаче в трещину гидроразрыва 5 расчетного объема рабочей жидкости гидроразрыва или при падении давления рабочей жидкости гидроразрыва и прорыве ее в горную выработку. После завершения гидроразрыва в трещину 5 закачивают нетвердеющий жидкий состав под давлением не ниже давления сжатия экрана вмещающими горными породами и выше давления воздуха в горной выработке и создают воздухонепроницаемый экран 6. В качестве такого состава можно использовать, например, нагретые до 40-90 градусов гидравлические или индустриальные масла или их смеси, вязкость которых значительно снижается при нагреве. Необходимыми свойствами обладают вязкое гидравлическое масло МГЕ-46 В или индустриальные масла средней вязкости с малым индексом вязкости. После заполнения трещины гидроразрыва 5 нагретый жидкий состав низкой вязкости проникает в мелкие трещины и фильтрационные каналы вокруг полости воздухонепроницаемого экрана и создает слой горных пород 7, пропитанных закачиваемыми жидкостями. После остывания состава до температуры вмещающих горных пород вязкость состава увеличивается и на один-два порядка уменьшается его способность проникать в горную породу. Состав сохраняет свойства жидкости не менее нескольких лет, чего вполне достаточно для проведения долговременной дегазации газонасыщенных горных пород в любых горногеологических условиях.

После создания воздухонепроницаемого экрана его устье 8 герметизируют твердеющим составом, обсаживаемый участок 4 скважины 3 разбуривают, устанавливают в него обсадную трубу 9 с герметизатором 10 и заполняют затрубное пространство 11 в месте установки воздухонепроницаемого экрана твердеющим составом.

Фильтрация жидкости из воздухонепроницаемого экрана в горные породы создает между экраном и горной выработкой запирающий слой 12 с градиентом порового давления, направленным от экрана к горной выработке и препятствующим фильтрации воздуха из горной выработки 2 в рабочую часть дегазационной скважины 3. Утечки жидкости в горные породы компенсируют подачей жидкости в полость экрана через дополнительную скважину 13, пробуренную в полость экрана из горной выработки 2. Выход обсадной трубы 9 на устье дегазационной скважины 2 закрывают фланцем с отводящим каналом для откачки смеси углеводородного газа, воздуха и воды вакуумно-насосной установкой 14, отделяющей от смеси воду с помощью водоотделителя 15, и очищенную смесь с высоким содержанием углеводородного газа направляют потребителю. Комбинация таких операций как проведение ориентированного гидроразрыва горных пород, заполнение трещины гидроразрыва нетвердеющим жидким составом под давлением не ниже давления сжатия экрана вмещающими горными породами и выше давления воздуха в горной выработке и создание воздухонепроницаемого экрана поперек оси скважины радиусом до нескольких десятков метров, а также создание в горных породах между воздухонепроницаемым экраном и горной выработки запирающего слоя с градиентом порового давления, препятствующим фильтрации воздуха в направлении рабочей части дегазационной скважины, обсадка скважины и установка герметизатора обеспечивают снижение подсосов воздуха в скважину и концентрацию углеводородных газов в продукции дегазационных скважин, достаточную для промышленного ее использования.

1. Способ герметизации дегазационных скважин, включающий выполнение ориентированного гидроразрыва горных пород, создание в окружающем массиве воздухонепроницаемого экрана, обсадку участка скважины и установку герметизатора, отличающийся тем, что 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 рабочую часть дегазационной скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление жидкого состава в воздухонепрницаемом экране ограничивают сверху значением давления распространения трещины гидроразрыва.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед заполнением трещины гидроразрыва вязкость жидкого состава уменьшают за счет предварительного нагрева выше температуры вмещающих горных пород.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после создания воздухонепроницаемого экрана его устье герметизируют твердеющим составом.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что трещину гидроразрыва заполняют составом из двух или более жидких компонент низкой вязкости, которые смешивают в полости воздухонепроницаемого экрана и образуют жидкость повышенной вязкости.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что образуют вязкопластическую жидкость с пределом текучести выше значения, равного , где E - модуль Юнга, ν - коэффициент Пуассона и КIC - вязкость разрушения вмещающих горных пород, a R0 - радиус воздухонепроницаемого экрана.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что трещину гидроразрыва заполняют последовательно несколькими различными жидкостями, не смешивающимися друг с другом и обладающими различной проникающей способностью во вмещающие горные породы, причем жидкости закачивают в порядке уменьшения их проникающей способности в горные породы.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что в горных породах вокруг воздухонепроницаемого экрана дополнительно создают не менее одного слоя горных пород, пропитанных закачиваемыми жидкостями.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период эксплуатации дегазационной скважины давление в экране поддерживают за счет подкачки жидкого нетвердеющего состава через дополнительную скважину, пробуренную в полость экрана из горной выработки



 

Похожие патенты:
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.

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.

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

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом. Продавливают указанные составы с одновременным контролем давления на устье скважины. Осуществляют технологическую выдержку скважины под давлением. Вымывают излишки нефильтрующегося в пласт состава из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением. В качестве гелеобразующего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, вода - остальное, в объеме Vго, рассчитываемом по приведенному математическому выражению. Закачку ведут с постоянным расходом при давлении закачки не менее 0,7 давления приемистости пласта. В качестве нефильтрующегося в пласт состава используют гелеобразующий состав, в который дополнительно вводят наполнитель - мел химически осажденный, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, мел химически осажденный 5-10, вода - остальное. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет создания более прочного водоизоляционного экрана. 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения. Заполняют скважину технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность. Определяют приемистость интервала нарушения. После определения приемистости выбирают двухкомпонентный тампонажный состав, определяют его плотность и соотношение компонентов тампонажного состава. Создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Готовят двухкомпонентный тампонажный состав в непрерывном потоке с подачей его в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме закачивают его в НКТ и продавливают технологической жидкостью с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Поднимают НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава. Производят закачку двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/с. При достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Далее подкачивание прекращают и плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн, повышение точности контроля закачки запланированного объема тампонажного состава. 1 ил.
Наверх