Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков


 


Владельцы патента RU 2518620:

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

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.

 

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.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемой в пластовых условиях полимерной композиции, состоящей из ацетоноформальдегидной смолы, щелочных отвердителей, воды и при необходимости технического талька (патент RU №2272905, МПК E21B 43/32, опубл. 27.03.2006 г, бюл. №9).

Недостатком способа является высокий тепловой экзотермический эффект отверждения ацетоноформальдегидной смолы в присутствии щелочных отвердителей. При приготовлении больших объемов полимерной композиции в емкости на скважине, особенно в теплое время года, время отверждения полимерной композиции за счет саморазогрева резко сокращается, что создает повышенный риск аварийности проводимых работ.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ ремонта скважины, включающий 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 или заколонных перетоков при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения при следующем содержании компонентов в полимерцементном растворе, % мас.: цемент - 100, ацетоноформальдегидная смола - 10-20, едкий натр - 1-2 и вода - 30-40 при жидкоцементном соотношении, равном 0,5, закачивание его в интервал негерметичности или заколонных перетоков (Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988, С.72-73).

Недостатком способа является то, что при низких и средних значениях приемистости успешность ремонтно-изоляционных работ не превышает 40%. Кроме того, возникают технологические трудности при продавке в скважину полимерцементных растворов при жидкоцементном соотношении, равном 0,5, поскольку при таком жидкоцементном соотношении полимерцементный раствор на основе ацетоноформальдегидной смолы уже в процессе его приготовления становится вязким, малоподвижным. Это приводит к росту устьевого давления уже в начальный период продавки полимерцементного раствора и незначительному проникновению полимерцементного раствора в интервал негерметичности с малой и средней приемистостью, что отрицательно сказывается на успешности ремонтно-изоляционных работ (РИР).

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков при низких и средних значениях приемистости нарушений за счет использования полимерцементного раствора с улучшенным фильтратоотделением, высокой подвижностью, низкой вязкостью.

Техническая задача решается предлагаемым способом восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков, включающим 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 до выравнивания столбов жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве, подъем колонны насосно-компрессорных труб на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения.

Новым является то, что при низких или средних значениях приемистости готовят полимерцементный раствор при следующем соотношении компонентов, % масс.:

цемент - 100;

ацетоноформальдегидная смола - 50-60;

пресная вода - 22,6-27,12;

едкий натр - 0,9-1,08

с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения, закачивают его по колонне насосно-компрессорных труб, 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.

Ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-480-90685-2002, марка АЦФ-75.

В качестве цемента используют портландцемент тампонажный марки ПЦТ II-50 по ГОСТ 1581-96.

Едкий натр по ГОСТ 2263-79 является отвердителем ацетоноформальдегидной смолы.

Сущность предложения заключается в том, что в процессе продавливания полимерцементного раствора в зону нарушения эксплуатационной колонны или цементного кольца происходит отфильтровывание части смолы с отвердителем из полимерцементного раствора (фильтрат) в зону нарушения или проникновение ее в малопроницаемые участки, трещины и каналы дефектного участка цементного кольца с последующим ее отверждением и формированием при этом твердого герметизирующего смоляного материала, а цементная составляющая формирует надежный, прочный мост в эксплуатационной колонне или герметичное полимерцементное кольцо в заколонном пространстве.

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков осуществляют следующим образом. Определяют интервал нарушения и его приемистость. При низких (0,5÷1,2 м3/ч·МПа) или средних значениях (1,2÷2 м3/ч·МПа) удельной приемистости осуществляют предлагаемый способ в следующей последовательности.

На скважине готовят полимерцементный раствор с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40%. Для этого сначала готовят жидкость затворения цемента. Набирают в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М пресную воду и вводят едкий натр, перемешивают 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра вводят ацетоноформальдегидную смолу и перемешивают цементировочным агрегатом 10 мин. Затем цемент перемешивают с приготовленной жидкостью затворения. Необходимое количество закачиваемого полимерцементного раствора зависит от удельной приемистости нарушений. Содержание компонентов в полимерцементном растворе с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% следующее, % мас.:

цемент - 100;

ацетоноформальдегидная смола - 50-60;

пресная вода - 22,6-27,12;

едкий натр - 0,9-1,08 (таблица 1).

Полученный полимерцементный раствор закачивают по предварительно спущенным в скважину насосно-компрессорным трубам (НКТ) до выравнивания столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Далее производят подъем НКТ на безопасную высоту, после чего продавливают полимерцементный раствор в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца.

Таблица 1
Содержание компонентов в полимерцементном растворе, % мас. от массы сухого цемента Жидко-
цементное
соотношение,
ж/ц
Фильтратоотделение, % от объема жидкости затворения Растекаемость, см Время загустевания до консистенции 30 Вс, мин
цемент ацетоноформальдегидная смола пресная вода едкий натр
100 50 22,6 0,9 0,73 40
100 52 23,5 0,94 0,76 42
100 55 24,9 0,99 0,80 44 25 не менее 90
100 58 26,2 1,04 0,84 46
100 60 27,12 1,08 0,87 48

При этом продавливание производят циклически в следующей последовательности: постепенно повышают давление продавливания до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, при этом из полимерцементного раствора начинает отфильтровываться жидкость затворения в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца. Затем осуществляют выдержку при этом давлении и дожидаются уменьшения давления до его стабилизации и так повторяют циклическую продавку до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и его стабилизации при этом значении.

Затем снижают давление на 2 МПа ниже допустимого и скважину закрывают на время, необходимое для отверждения полимерцементного раствора. Количество циклов продавливания зависит от насыщения интервала негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца. При циклическом режиме продавки полимерцементного раствора удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную герметизацию интервала нарушения при низких и средних значениях приемистости. После проникновения фильтрат со временем отверждается и надежно герметизирует водопроводящие каналы, а цементная составляющая образует прочный мост. Таким образом, достигается качественная герметизация нарушения эксплуатационной колонны или ликвидация заколонного перетока. Необходимо отметить, что наличие цемента в полимерцементном растворе в предложенном соотношении позволяет достичь контролируемый характер технологического процесса приготовления и закачивания полимерцементного раствора, поскольку существенного экзотермического эффекта при этом не наблюдается, что делает процесс приготовления и доставки его в зону нарушения безопасным и технологичным. В качестве продавочной жидкости используют жидкость, соответствующую жидкости глушения скважины.

Количество фильтратоотделения приготовленного полимерцементного раствора определяют на цилиндрической модели пласта длиной 7 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненной кварцевым песком с проницаемостью 1 мкм2 при градиентах давления 5÷8 мПа/м, что соответствует градиентам давления герметизируемой зоны в пластовых условиях. Готовят полимерцементные растворы с разным фильтратоотделением (меньше 40%, равным 40%, больше 40% и 50% от объема жидкости затворения).

Для оценки необходимого количества выделившегося фильтрата и оценки получения надежного герметизирующего эффекта при ликвидации заколонного перетока готовят две модели. Первая модель - с проницаемостью 1 мкм2 (имитирует некачественное цементное кольцо), а вторая - с проницаемостью 0,2-0,5 мкм2 (имитирует трещины и каналы в цементном кольце). Для определения фильтратоотделения в первую модель закачивают полимерцементный раствор с различным фильтратоотделением (менее 40%, 40%, более 40% и 50%). Далее соединяют первую модель (вновь приготовленную и не насыщенную полимерцементным раствором) через стальной капилляр со второй моделью и прокачивают испытуемый полимерцементный раствор. Отсоединяют вторую модель от первой и оставляют на время отверждения (24 часа). Затем испытывают вторую модель путем закачивания пресной воды. При этом фиксируют давление, при котором начинается фильтрация (давление прорыва). Таким образом, проводят испытания полимерцементных растворов с фильтроотделением меньше 40%, равным 40%, больше 40% и 50%. Испытания показывают, что при использовании полимерцементного раствора с фильтратоотделением менее 40% от объема жидкости затворения прорыв воды происходит при давлении 2 МПа, а с фильтратоотделением 40% от объема жидкости затворения - при давлении 7 МПа, что свидетельствует о надежном герметизирующем эффекте. При фильтратоотделении более 40% от объема жидкости затворения давление прорыва также составило 7 МПа, что свидетельствует о надежном герметизирующем эффекте. Дальнейшее увеличение показателя фильтратоотделения до 50% и более приводит к росту затрат на используемые реагенты и свидетельствует о нецелесообразности его использования. Аналогичные перепады давления выдерживает и первая модель.

Для моделирования восстановления герметичности эксплуатационной колонны готовят модель с проницаемостью 0,2 мкм2. Ее насыщают отделившимся от полимерцементного раствора фильтром через емкость, заполненную полимерцементным раствором. Причем для испытания готовят полимерцементный раствор с фильтратоотделением 40% и прокачивают его при циклическом изменении значения давления. Давление прорыва, равное 10 МПа, было достигнуто за 4 цикла, которые провели за 1 час 30 мин, что составило 50% от времени отверждения полимерцементного раствора. Значение консистенции полимерцементного раствора при этом составило 30 Вс (единицы консистенции Вердена), замеренное на консистометре марки ZM 1002 при атмосферном давлении, что свидетельствует о прокачиваемости полимерцементного раствора по колонне НКТ.

Полимерцементные растворы, воспроизведенные по прототипу, показали фильтратоотделение 22% об. от жидкости затворения, растекаемость растворов составила 18 см. Время загустевания до консистенции 30 Вс - 30 минут, что свидетельствует о непрокачиваемости полимерцементных растворов. Прорыв воды происходит при 2 МПа, что говорит о ненадежном герметизирующем эффекте.

Таким образом, лабораторные испытания показали, что оптимальным является использование в предлагаемом способе полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения.

Фильтратоотделение полимерцементных растворов составило 40-48% от жидкости затворения, растекаемость полимерцементных растворов - 25 см.

Применение полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением более 0,87 приводит к увеличению фильтратоотделения до 50% от объема жидкости затворения, что ведет к росту затрат на используемые реагенты. Применение полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением менее 0,73 ведет к уменьшению фильтратоотделения менее 40% от объема жидкости затворения, что приводит к прорыву воды при низких давлениях, что свидетельствует о ненадежном герметизирующем эффекте.

Пример 1 конкретного выполнения способа.

Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. На глубине 1415-1420 м выявили интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Определили приемистость интервала негерметичности. Удельная приемистость составила 0,6 м3/ч·МПа (90 м3/сут при 6 МПа). Приготовили полимерцементный раствор из 1,5 т цемента (100% мас.) с жидкоцементным соотношением 0,73 и фильтратоотделением 40% об. от жидкости затворения. Сначала приготовили жидкость затворения цемента. Для этого набрали в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М 339 л (22,6% от массы цемента) пресной воды и ввели 13,5 кг (0,9% от массы цемента) едкого натра, перемешали 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра ввели 625 л (750 кг, 50% мас.) ацетоноформальдегидной смолы и перемешали цементировочным агрегатом 10 мин. Затем перемешали цемент с приготовленной жидкостью затворения. После чего закачали в скважину приготовленный полимерцементный раствор по предварительно спущенной колонне НКТ до глубины 1425 м до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве. Далее приподняли НКТ до глубины 1300 м. Затем продавили полимерцементный раствор в интервал нарушения до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Допустимое давление, определенное службой капитального ремонта скважин, - 10 МПа. Продавку полимерцементного раствора осуществляли циклически путем постепенного повышения давления продавливания до 10 МПа, т.е до достижения допустимого давления продавки 10 МПа, при этом из полимерцементного раствора начинала отфильтровываться жидкость затворения в зону негерметичности, которая со временем отверждалась. Далее осуществили выдержку до стабилизации давления до 7 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 10 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 8,5 МПа. Далее постепенно повышали давление продавливания до 10 МПа. Затем осуществили выдержку до стабилизации давления, которое составило 10 МПа. Снизили давление до 8 МПа. Скважину закрыли на 24 часа (на время ожидания отверждения полимерцементного раствора).

После истечения времени ожидания отверждения полимерцементного раствора (24 ч) путем доспуска колонны НКТ определили наличие и местоположение моста. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность при давлении 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.

Пример 3 из таблицы 2.

Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. На глубине 1210-1215 м выявили интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Определили приемистость интервала негерметичности. Удельная приемистость составила 0,8 м3/ч·МПа (97 м3/сут при 5 МПа). Приготовили полимерцементный раствор из 2,0 т цемента (100% мас.) с жидкоцементным соотношением 0,87 и фильтратоотделением 48% об. от жидкости затворения. Сначала приготовили жидкость затворения цемента. Для этого набрали в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М 542 л (27,12% от массы цемента) пресной воды и ввели 21,6 кг (1,08% от массы цемента) едкого натра, перемешали 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра ввели 1 м3 (1200 кг, 50% мас.) ацетоноформальдегидной смолы и перемешали цементировочным агрегатом 10 мин. Затем перемешали цемент с приготовленной жидкостью затворения. После чего закачали в скважину приготовленный полимерцементный раствор по предварительно спущенной колонне НКТ до глубины 1220 м до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве. Далее приподняли НКТ до глубины 1050 м. Затем продавили полимерцементный раствор в интервал нарушения до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Допустимое давление, определенное службой капитального ремонта скважин, - 12 МПа. Продавку полимерцементного раствора осуществляли циклически путем постепенного повышения давления продавливания до 12 МПа, т.е до достижения допустимого давления продавки 12 МПа, при этом из полимерцементного раствора начинала отфильтровываться жидкость затворения в зону негерметичности, которая со временем отверждалась. Далее осуществили выдержку до стабилизации давления до 8 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 9,8 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 11 МПа. Далее постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Затем осуществили выдержку до стабилизации давления, которое составило 12 МПа. Снизили давление до 10 МПа. Скважину закрыли на 24 часа (на время ожидания отверждения полимерцементного раствора).

После истечения времени ожидания отверждения полимерцементного раствора (24 ч) путем доспуска колонны НКТ определили наличие и местоположение моста. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность при давлении 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.

Пример 2 осуществляли аналогично примерам 1, 3. Результаты приведены в таблице 2.

Таблица 2
№ п/п Вид ремонта Применяемый полимерцементный раствор, % мас. от массы сухого цемента Удельная приемистость, м3/ч·МПа Успешность, % Фильтратоотделение, % от объема жидкости затворения Жидкоцементное соотношение
1 восстановление герметичности эксплуатационной колонны цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 50; пресная вода - 22,6; едкий натр - 0,9 0,6 100 40 0,73
2 ликвидация заколонных перетоков цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 52; пресная вода - 23,5; едкий натр - 0,94 1,2 100 42 0,76
3 восстановление герметичности эксплуатационной колонны цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 60; пресная вода - 27,12; едкий натр - 1,08 0,8 100 48 0,87

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность 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.

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков, включающий 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 до выравнивания столбов жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве, подъем колонны насосно-компрессорных труб на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения, отличающийся тем, что при низких или средних значениях приемистости готовят полимерцементный раствор при следующем соотношении компонентов, % масс.:
цемент - 100;
и в % от массы сухого цемента:
ацетоноформальдегидная смола - 50-60;
пресная вода - 22,6-27,12;
едкий натр - 0,9-1,08
с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения, закачивают его по колонне насосно-компрессорных труб, 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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.

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 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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl2, 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl2, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl2·6Н2O (плотностью 1,32 г/см3), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al2(SO4)3·18H2O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси. Затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, 20-50% об. жидкого стекла, 10-15% об. раствора полиакриламида DP9-8177, 40-65% об. регулятора гелеобразования. В качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30LF (полиалюминия хлорид). Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.
Наверх