Способ цементирования обсадных колонн и устройство для его осуществления



Способ цементирования обсадных колонн и устройство для его осуществления
Способ цементирования обсадных колонн и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2513581:

Копылов Геннадий Алексеевич (RU)
Фёдорова Наталья Григорьевна (RU)

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 строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам цементирования обсадных колонн, и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известен способ цементирования скважин с помощью цементной тампонажной композиции [1], содержащей в своем составе цемент - 100 весовых единиц, оксиэтилцеллюлоза 0,3-0,5 ед., меламиносодержащий продукт - 0,5-1,0 ед., вода - 40-50 ед.

Недостатками этого метода является то, что проявляется усадка отвержденного камня, имеет место низкая адгезия к поверхности обсадной колонны и к стенкам скважины, недостаточная прочность на изгиб и др. В совокупности образуются каналы для протекания по ним флюидов.

Известен способ цементирования скважин с использованием полимерцементного тампонажного раствора [2].

Недостатками этого способа являются следующие: при температурах эксплуатации в интервале 20-55°C отверждение композиции происходит с усадкой 2,5-3,5%, что снижает изолирующие свойства тампонажного раствора; время начала схватывания тампонажного раствора составляет более 8 часов, что не соответствует ГОСТу 26798.1-96.

Известен способ вибрационного цементирования обсадных труб в скважинах [3]. Этот способ включает нанесение на наружную поверхность обсадных труб слоя редкоземельного элемента с магнитострикционными свойствами. Спускают обсадные трубы в скважину. Затем закачивают в обсадные трубы цементный раствор и продавливают его в затрубное пространство. На слой редкоземельного элемента передают напряжение с частотой, равной частоте собственных колебаний колонны. При этом цементный раствор нагревают до температуры 40-50°C. Частоту собственных колебаний колонны согласуют с частотой собственных колебаний цементного раствора. Возбуждение колебаний обсадной колонны осуществляют в течение времени, при котором прочность камня в затрубном пространстве на основе цементного раствора достигает 0,5 его нормативной прочности.

Недостатками данного способа являются сложность его исполнения и удорожание подготовительных работ без видимых преимуществ по сравнению с традиционными методами.

Наиболее близким к предлагаемому является способ цементирования скважин [4] цементным раствором, приготовленным на электрохимически активированном католите пресной воды.

Недостатками этого способа является, как и в традиционных методах, недостаточно плотное прилегание цементного камня к внешней поверхности обсадной трубы и поверхности скважины, что приводит к наличию каналов, по которым протекают флюиды.

Задачей изобретения является устранение недостатков, указанных в отмеченных выше способах, в том числе и в прототипе.

Технической задачей изобретения является разработка способа цементирования скважин, обеспечивающих хорошую герметизацию межтрубного пространства и, тем самым, отсутствие межколонного давления газа, что уменьшит утечку газа из скважины и увеличит безопасность ее эксплуатации.

Практика показывает [5], что значительное количество газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) в России и за рубежом имеют межколонные давления (МКД) и межпластовые перетоки (МПП). Так 30-50% скважин (на некоторых месторождениях до 80%) эксплуатируются с МКД различной величины. Эксплуатация скважин с МКД сопровождается потерями природного газа, которые ориентировочно составляют до 2 млд м3 метана в год. Основной причиной появления МКД является слабый контакт цементного камня с поверхностью обсадных труб и образование в этих местах фильтрационных каналов. Поэтому улучшение контакта между цементным камнем, внешней поверхностью обсадной трубы и поверхностью скважины обеспечит лучшую герметизацию межколонного пространства.

Сущность изобретения заключается в том, что, с целью увеличения сцепления цементного камня с внешней поверхностью обсадных труб и горной породой, в тампонажный раствор, при его приготовлении, добавляют моноэлектрет с плюсовым или минусовым знаком заряда или биполярный электрет в измельченном, до дисперсного состояния, виде массой до 1%, тщательно перемешивают и продавливают в затрубное пространство, после чего обсадную колонну, на устье скважины, подсоединяют к «отрицательной» (противоположной знаку заряда электрета) клемме источника постоянного электрического тока напряжением от 10 до 24 В и удерживают ее под напряжением до момента затвердевания цементного камня.

Электреты - это диэлектрики, способные длительное время находиться в наэлектризованном состоянии после снятия внешнего воздействия, вызвавшего поляризацию [6]. Кроме обычных электретов, обладающих противоположными знаками зарядов с разных сторон (биполярные электреты), известны так называемые моноэлектреты, представляющие собой, например, полимерные пленки (пластинки) с зарядом одного знака с обеих сторон. Стабильность зарядов электретов может достигать десятков лет.

Первоначально электретный материал измельчают до дисперсного состояния, а затем его электризуют, превращая в электрет (моноэлектрет или биполярный электрет). И уже в этом состоянии его добавляют в тампонажный раствор при его приготовлении.

Так как заряд частиц электрета - положительный (взяли для примера моноэлектрет), а обсадная колонна имеет отрицательный заряд (подсоединена к «отрицательной» клемме источника постоянного электрического тока), то частицы электрета (положительные) будут перемещаться к поверхности обсадных труб (отрицательной). Это движение обусловлено малой величиной частиц моноэлектрета в тампонажном растворе (возможностью перемещения). Обсадная колонна не имеет возможности перемещаться, так как ее масса огромна по сравнению с частицами электрета (подобно притяжению предмета к Земле, а не наоборот). При своем перемещении частички электрета будут увлекать за собой и частички раствора. Приблизившись к поверхности обсадной колонны, частички электрета прочно прилипают к ней (нейтрализоваться частичке не дает изоляционный слой, образованный тампонажным раствором между частичкой и поверхностью обсадной трубы) под действием электрических кулоновских сил. Эти силы будут действовать на частички электрета в течение времени подключения обсадной колонны к источнику постоянного электрического тока, т.е. до затвердевания цементного камня. В процессе затвердевания частички электрета не будут удаляться от поверхности обсадных труб при усадке цементного камня, а будут оставаться прилипшими к этой поверхности под действием электрических сил. Это и будет обеспечивать герметичность соединения цементного раствора с внешней поверхностью обсадной колонны. То же самое будет происходить на поверхности горной породы - на поверхности скважины. Так как Земля имеет отрицательный электрический заряд [7], то между поверхностью скважины и частичками электрета, расположенными вблизи от нее, будут действовать силы притяжения (частички положительно заряжены, а поверхность скважины - отрицательно заряжена). Поверхность скважины перемещаться не имеет возможности, а будут к ней перемещаться частички электрета, которые прочно прилипнут к ней, обеспечивая герметичность соединения цементного камня с поверхностью обсадной колонны и поверхностью скважины.

При использовании обычного электрета (биполярного электрета) эффект прилипания частиц электрета к поверхности обсадной колонны и поверхности скважины будет меньше, по сравнению с моноэлектретом, так как частицам необходимо поворачиваться вокруг своего центра масс так, чтобы сторона с электрическим зарядом противоположного обсадной колонне и поверхности скважины знака (положительным зарядом) была направлена к ним. Это сделать смогут не все частички из-за вязкости раствора и из-за неопределенности заряда в центральной части пространства между обсадной колонной и стенкой скважины.

Новыми признаками, обладающими существенными отличиями по способу, являются:

1. Использование электретов для добавки в тампонажный раствор в качестве электрических зарядов.

2. Использование электрических зарядов в цементном растворе и на обсадной колонне противоположного знака для образования силы притяжения между ними и перемещения зарядов в цементном растворе к внешней поверхности обсадной колонны.

3. Использование электрических зарядов в цементном растворе и в горной породе противоположного знака для образования силы притяжения между ними и перемещения зарядов в цементном растворе к поверхности скважины.

4. Использование прилипших к внешней поверхности обсадной колонны и к поверхности скважины заряженных частиц для образования герметичного соединения между цементным камнем, обсадной колонной и горной породой.

Существенными отличительными признаками по устройству являются:

- наличие источника постоянного электрического тока;

- присоединение источника постоянного электрического тока к обсадной колонне у ее устья;

- наличие электретов в тампонажном растворе;

- наличие размельчителя электретного материала;

- наличие электризатора - изготовителя электрета.

Использование новых признаков обеспечивает достижение технического результата изобретения, а именно: повышение прочности сцепления цементного камня с внешней поверхностью обсадной колонны и с поверхностью скважины и, тем самым, обеспечение лучшей герметичности заколонного пространства.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлен продольный разрез обсадной колонны и скважины в момент ее цементирования. На фиг.2 приведены составляющие устройства для цементирования обсадных колонн предлагаемым способом.

На продольном разрезе скважины, фиг.1, показано, что в момент цементирования предлагаемым способом обсадная колонна 1 находится в положении, когда осуществляется продавка тампонажного раствора 3 в затрубное пространство между внешней поверхностью 4 обсадной колонны и поверхностью скважины 8. Заранее приготовленный тампонажный раствор, включающий в своем составе и электреты положительного знака (на чертеже показаны моноэлектреты), по внутренней полости обсадной колонны под давлением, через торец обсадной колонны выдавливается в затрубное пространство 9, заполняя его. Обсадная колонна 1 подсоединена в это время к «отрицательной» клемме источника постоянного электрического тока 2, в результате чего обсадная колонна находится под напряжением отрицательного знака. Земля также имеет отрицательный заряд, следовательно, стенка скважины несет на своей поверхности электрический заряд отрицательного знака. В тампонажном растворе имеются частички электрета 5, заряженные положительно (в качестве примера показаны на чертеже). Под действием электрических (кулоновских) сил эти частички концентрируются на поверхности обсадной колонны и на поверхности скважины, образуя, соответственно, более плотные и герметичные слои 6 и 7. Обсадная колонна 1 может быть соединена с «положительной» клеммой источника постоянного электрического тока. Но тогда частички электрета 5 должны быть заряжены отрицательно. На фиг.2 представлены составные элементы устройства для цементирования обсадных колонн предлагаемым способом. В их состав входят: размельчитель электретного материала 10, который измельчает этот материал до дисперсного состояния. И чем мельче будет измельчение, тем подвижнее будут частички электрета, тем лучшая герметизация заколонного пространства будет обеспечиваться; электризатор 11 - изготовитель электрета. Электризатор, воздействуя своими электромагнитными полями на электретный материал, находящийся в измельченном, но диэлектрическом состоянии, превращает его в электрет, т.е. делает частички заряженными (или одинаково - моноэлектрет, или с противоположными знаками - биполярный электрет); смеситель 12 приготовитель тампонажного раствора, который, после подбора определенных составляющих, в том числе и электрета, тщательно перемешивает его, доводя до состояния, пригодного для продавливания в заколонное пространство; устройства для продавки тампонажного раствора 13 в затрубное пространство. Здесь используются традиционные устройства, использование оригинальных устройств не предполагается; источник постоянного электрического тока, который подсоединяется своей «отрицательной» (как показано на чертеже) или «положительной» клеммой на устье скважины к обсадной колонне.

Цементирование предлагаемым способом включает в себя следующее.

Перед приготовлением тампонажного раствора готовится электрет. Для этого осуществляется размельчение электретного материала размельчителем до дисперсного состояния. Затем измельченный материал электризуется (превращается в электрет). Знак электризации определяется заранее.

Электрет может к скважине доставляться уже в готовом виде, т.е. не обязательно измельчать и электризовать электретный материал около скважины.

После этого готовится тампонажный раствор, когда все его компоненты, в том числе и электрет, вместе с растворителем тщательно перемешиваются смесителем и доводятся до состояния, пригодного для продавливания в затрубное пространство.

Далее известными устройствами осуществляется продавливание приготовленного тампонажного раствора в затрубное пространство. После этого включается в рабочее состояние источник постоянного электрического тока, подсоединенный своей клеммой (на чертеже для примера взята «отрицательная» клемма) к обсадной колонне на ее устье. И остается источник тока 2 включенным до отверждения цементного камня 3. При этом обсадная колонна, имея на себе отрицательный заряд, притягивает из тампонажного раствора положительно заряженные частички электрета. Так как эти частички покрыты слоем цементного раствора, то между внешней поверхностью обсадной колонны и частичками электрета существует изоляционный слой, который не позволяет переходить электронам с обсадной трубы на эти частички и их нейтрализовывать. Поэтому частички электрета приближаются к внешней поверхности обсадной колонны 1, концентрируются около этой поверхности, удерживаемые электрическими (кулоновскими) силами, образуя прилегающий к внешней поверхности обсадных труб слой 6, более плотный и обладающий, за счет сил притяжения, лучшей сцепляемостью с поверхностью обсадной колонны. В зависимости от напряжения, подаваемого на обсадную колонну, будет зависеть и степень сцепляемости. Но, с точки зрения безопасности обслуживающего персонала, поднимать напряжение выше 24 В не целесообразно. Слишком низкое напряжение, ниже 10 В, не даст желаемого эффекта.

То же самое будет происходить на поверхности скважины. Однако т.к. электрический заряд Земли значительно меньше, чем подаваемый на обсадную колонну, то и эффект образования слоя 7 около поверхности скважины будет слабее, чем у поверхности обсадных труб. Но, тем не менее, сцепление цементного камня с породой скважины будет сильнее, чем без использования электрета. Когда цементный камень затвердеет, источник постоянного электрического тока выключается.

Предлагаемый способ цементирования обсадных колонн позволяет значительно повысить герметичность цементируемого заколонного пространства, чем уменьшить проявления межколонных давлений и утечки газа.

Источники информации

1. Патент РФ №2149981, «Тампонажный раствор».

2. Патент РФ №2319722, «Полимерцементный тампонажный раствор».

3. Патент РФ «Способ вибрационного цементирования обсадных труб в скважинах». Регистрац. номер заявки - 92012958. Номер публикации патента - 2094590.

4. Авторское свидетельство СССР №1134699, «Способ цементирования скважин».

5. Рубан Г.Н., Нифантов В.И. и др. «Оценка технического состояния скважин ПХГ и требования к технологии их строительства». Материалы совещания «Обеспечение промышленной безопасности объектов подземного хранения газа ОАО «Газпром». Результаты работы в 2009 г. и ход выполнения работ в 2010 г. П. Красная Поляна, март 2010 г. - М.: Газпром. - С.34-39.

6. Электреты / Под ред. Сесслера Г. - М: Мир, 1983. - 487 с.

7. Электрический заряд Земли, www.p-energy.ru/node/212.

Способ цементирования обсадных колонн, включающий подготовку ствола скважины, спуск обсадной колонны, промывку скважины промывочной жидкостью, закачку буферной жидкости и тампонажного раствора и продавку их в затрубное пространство, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации газоносных горных пород при подземной добыче полезных ископаемых, преимущественно угля.
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.
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.
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 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.

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.

Группа изобретений относится к системе и способу, используемому для генерирования и применения материала для борьбы с поглощением из обломков горных пород при выполнении операций внутри прохода сквозь подземные пласты. Система для создания материала включает буровой инструмент, соединенный с обсадной колонной, устройство, содержащее элемент для механического и гидравлического нанесения материала. При этом данный элемент приспособлен для дробления обломков горных пород. По меньшей мере часть элемента выполнена подвижной для перемещения, сталкивания, дробления обломков горных пород к ударной поверхности устройства. При этом циркулирующий буровой раствор внутри зоны образования трещин несет обломки горных пород. По меньшей мере одна колонна обсадных труб проходит через зону образования трещин прохода через подземные пласты и выступает в осевом направлении вниз внутри стенки пробуренных пластов от самой внешней защитной колонны обсадных труб, облицовывающих верхний конец прохода сквозь подземные пласты. Элемент для механического и гидравлического нанесения материала способен зацеплять обломки горных пород для их разрушения и образования материала для борьбы с поглощением. 2 н. и 15 з. п. ф-лы, 47 ил.
Наверх