Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину


 


Владельцы патента RU 2515675:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину включает циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. При этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д. Время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. 3 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку в пласт блокирующего состава на углеводородной и гелеобразующей жидкости до снижения приемистости скважин на 30-70% ниже установившегося ранее и повышения пластового давления на 0,5-1,5 МПа выше начального с последующей остановкой закачки до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПа ниже начального пластового давления (патент РФ №2094601, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.10.1997).

Известный способ не позволяет эффективно изолировать обводнившиеся коллектора вследствие ухода блокирующего состава по высокопроницаемым пропласткам.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ блокирования водопритока из пластов, включающий циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе, не вызывающей набухание жидкости, с последующей остановкой закачки. В начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку производят при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза, в конце каждого цикла снижают давление до пластового и производят временную выдержку, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях (патент РФ №2391490, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.06.2010 - прототип).

Известный способ не позволяет эффективно изолировать приток воды из обводнившегося коллектора вследствие недостаточной изоляции. После каждого цикла проводят выдержку до гелеобразования, которое нарушается при следующем цикле, при котором необходимо создавать повышенное давление вплоть до гидроразрыва, либо меньшие давления закачки не позволяют закачать в пласт необходимый объем для водоизоляции.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающем циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, согласно изобретению 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., а 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, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

Водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины пластовая вода начинает поступать в скважину. Водоприток из пласта повышает обводненность добываемой нефти, приводит к неоправданным затратам на добычу попутной воды. Существующие способы изоляции водопритоков недостаточно эффективны и оказывают кратковременный эффект. В предложенном способе решается задача повышения эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта. Задача решается следующим образом.

При изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину проводят циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку. 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. Так, при закачке водоизоляционного состава в первом цикле в объеме 1 т под давлением 1 МПа во втором цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 2 т под давлением 2 МПа, в третьем цикле закачивают водоизоляционный состав в объеме 3 т под давлением 3 МПа и т.д. Подобный режим позволяет максимально насытить обводнившийся пласт водоизолирующим составом, причем насытить не только высокопроницаемый промытый пропласток вблизи скважины, но и на значительном отдалении от скважины и с частичным поступлением водоизолирующего состава в смежные пропластки.

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. Продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

Применение технической воды с водородным показателем в пределах от 6,0 до 6,5 позволяет оказать плавное мягкое воздействие на коллектор, расширить поры коллектора, промыть поры коллектора и обеспечить более глубокое проникновение изолирующего состава в пласт, более прочное закрепление состава после гелеобразования в порах пласта. Использование технической воды с pH, меньшим 6,0, приводит к деструкции компонентов изолирующего состава под влиянием сильной кислотности, повышенному выделению газообразных веществ в пласте и не способствует повышению изолирующей способности. Применение технической воды с pH, большим 6,5, не оказывает положительного эффекта на изолирующие свойства, а при pH более 8, т.е. при возникновении сильно щелочной среды, создает мыльную смазку в порах коллектора, что не способствует надежному закреплению изолирующего состава в пласте.

Водоизоляционные составы закачивают с разными компонентами либо чередуют несколько одинаковых составов в разных циклах. Во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.

Способ реализуют следующим образом.

На объекте разработки с трещинно-поровым коллектором выбирают скважину с обводненностью более 95%. Проводят подготовку скважины для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Процесс водоизоляции осуществляют в несколько циклов.

Под определенным давлением на устье в объеме, рассчитанном заранее в зависимости от геолого-физических характеристик, закачивают первую порцию водоизоляционного состава в продуктивный пласт. Осуществляют продавку технической водой с pH 6,0-6,5. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку осуществляют в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.

Далее под давлением, в два раза большим, чем в первом цикле закачивают вторую порцию водоизоляционного состава в объеме, в два раза большим, чем в первом цикле. Данный объем рассчитывают также заранее. Далее, как и в предыдущем цикле, осуществляют продавку технической водой. Затем проводят технологическую выдержку также в течение времени, из расчета, чтобы время полного гелеобразования водоизоляционного состава наступило к концу последнего цикла.

Циклы повторяют. Затем стравливают давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь трещинно-порового карбонатного коллектора со следующими характеристиками: глубина кровли пласта - 1010-1030 м, температура пласта 22°С, текущее пластовое давление 8,1 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 5,6-16,4 м, тип залежи - массивный, пористость матрицы mм=0,155, проницаемость матрицы км=297 мД, пористость трещин m=0,005, проницаемость трещин kт=1600 мД, нефтенасыщенность s=0,778, вязкость нефти v=154,9 мПа·с, плотность нефти р=0,911 т/м3. Залежь разрабатывают с поддержанием пластового давления. В процессе разработки происходит постепенный прорыв воды через трещины к добывающим скважинам и обводнение последних.

Выбирают скважину с обводненностью более 95%. Текущий дебит жидкости 27,5 т/сут, дебит нефти 1 т/сут, обводненность добываемой продукции составляет 96,4%. Нефтенасыщенный пласт вскрыт скважиной с кровлей на глубине 1012 м и мощностью h=9,3 м. На глубине Н=1023 м установлен пакер, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб диаметром d=0,073 м для отсечения нижних пластов. Подготавливают скважину для проведения водоизоляционных работ. Определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Максимальная приемистость для данной скважины составила 100 м3/сут (при давлении на устье 6-8 МПа).

Процесс водоизоляции осуществляют в 4 цикла:

1. Расчетный объем водоизоляционного состава доводят до пласта и под давлением на устье в 2 МПа закачивают первую порцию водоизоляционного состава первого типа в объеме V1=0,2*9,3=1,86 м3 (размешивают 40 кг полиакриламида в 1,84 м3 безводной нефти (из расчета 0,2 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице rмl=(V1/(πhmм))0,5=(1,86/(3,14*9,3*0,155))0,5=0,6 м,

- в трещинах rтl=(V1/(πhmт))0,5=(1,86/(3,14*11,2*0,005))0,5=3,6 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,0 в объеме Vскв=π(d/2)2H=3,14*(0,073/2)2*1023=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 6 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку.

Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что время полного гелеобразования водоизоляционного состава 36 ч и после проведения первого цикла остается еще 27 ч.

2. Далее под давлением на устье в 4 МПа закачивают вторую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V2=0,4*9,3=3,72 м3 (370 кг бентонитовой глины, 80 кг электролита, 80 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 3,5 м3 дизельного топлива) (из расчета 0,4 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице rм2=((V1+V2)/(πhmм))0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,155))0,5=1,1 м,

- в трещинах rм2=((Vl+V2)/(πhmм))0,5=((1,86+3,72)/(3,14*9,3*0,005))0,5=6,2 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 18 ч.

3. Далее под давлением на устье в 6 МПа закачивают третью порцию водоизоляционного состава 5 первого типа в объеме V3=0,8*9,3=5,58 м3 (размешивают 130 кг полиакриламида в 5,51 м3 безводной нефти (из расчета 0,6 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице rм3=((V3+V2+V1)/(πhmм))0,5=1,6 м,

- в трещинах rт3=((V3+V2+V1)/(πhmт))0,5=8,7 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 4 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Технологическую выдержку проводят в течение 5 часов из расчета, что до времени полного гелеобразования первой порции водоизоляционного состава осталось 9 ч.

4. Далее под давлением на устье в 8 МПа закачивают четвертую порцию водоизоляционного состава второго типа в объеме V4=1,2*9,3=7,44 м3 (700 кг бентонитовой глины, 160 кг электролита, 160 кг гидрофобного наполнителя смешивают в 6,9 м3 дизельного топлива) (из расчета 0,8 м3/1 п.м). При этом радиус проникновения состава:

- в матрице rм2=((V1+V2+V3+V2)/(πhmм))0,5=2,0 м,

- в трещинах rм2=((V1+V2+V3+V2)/(πhmм))0,5=11,3 м.

Продавку осуществляют технической водой с рН=6,5 в объеме Vскв=4,3 м3. Закачку водоизоляционного состава и продавку осуществляют в течение 3 часов. Затем закрывают скважину для технологической выдержки под тем давлением, под которым проводили продавку. Постепенно происходит естественное снижение давления в скважине до 0,1-0,2 МПа в связи с его стравливанием в пласт. Во время технологической выдержки естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной выдержки, поэтому предусматривают подкачку под давлением на устье в 8 МПа.

Технологическую выдержку проводят в течение 29 часов из расчета, что к концу четвертого цикла произойдет полное гелеобразование порций водоизоляционных составов, закаченных в циклах 1-3, а в цикле 4 для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку завершают за 4 часа до полного гелеобразования водоизоляционного состава 4 цикла.

Затем стравливают остаточное давление в скважине до атмосферного и проводят освоение. В результате удается снизить обводненность продукции скважины до 47,6%, дебит жидкости составил 16,9 т/сут, дебит нефти 6,8 т/сут.

Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность продукции скважин в 2 раза и повысить коэффициент нефтеизвлечения на 2%.

1. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающий циклическую закачку в обводившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, отличающийся тем, что 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., а 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, а после технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водоизоляционные составы закачивают разные, либо чередуют одинаковые.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что во время технологической выдержки предусматривают подкачку, если естественное стравливание давления в пласт происходит значительно быстрее времени запланированной технологической выдержки.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в зависимости от фильтрационных характеристик пласта для предотвращения полного закупоривания пор технологическую выдержку в последнем цикле завершают за 1-5 часов до полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в последнем цикле.



 

Похожие патенты:

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.
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.

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.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.
Наверх