Способ герметизации эксплуатационной колонны


 


Владельцы патента RU 2530006:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в скважину технологической колонны труб. Последовательно закачивают по колонне труб два компонента водоизолирующего состава, разделенные пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству. После чего их совместно закачивают в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам. При этом технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством. Причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·MПa). При этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны. 1 табл., 1 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину (а. с. №661102, МПК E21B 33/13, опубл. 05.05.1979 г., бюл. №17). Согласно способу, спускают НКТ с открытом концом ниже интервала перфорации, после этого по НКТ закачивают серную кислоту, а по межтрубному пространству - углеводородную жидкость в соотношении с кислотой 1:1. После закачки расчетного объема углеводородной жидкости и кислоты ведут совместную продавку смеси в пласт.

Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов смеси и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность смеси, приводящая к ухудшению качества получаемого тампонирующего материала и дополнительным затратам на приобретение компонентов смеси для получения ожидаемого результата. Создается повышенный риск в процессе смешения компонентов смеси: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Кроме того, трудно фиксировать момент, когда оба компонента дошли до открытого конца НКТ. Данный момент фиксируется только объемным методом, при этом сложно учесть объем жидкости, оставшейся в емкости, нагнетательной линии и насосе. Неточное его фиксирование может привести к размещению углеводородной жидкости выше или ниже серной кислоты в эксплуатационной колонне, что делает невозможным смешение всего объема серной кислоты с углеводородной жидкостью, и, как следствие, это ведет к отверждению тампонажной смеси не во всем объеме. При совместной закачке смеси в пласт второй компонент не только плохо перемешивается с первым, но и разбавляется продавочной жидкостью, что ведет к ухудшению качества изоляции. Таким образом, известный способ является малоэффективным.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции поглощающих пластов в нефтяную скважину (а.с. №823559, МПК E21B 33/138, опубл. 23.04.1981 г., бюл. №15), включающий спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.

Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов водоизолирующего состава и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность состава, приводящая к ухудшению качества получаемого водоизолирующего состава и дополнительным затратам на проведение повторных работ. Кроме того, создается повышенный риск в процессе смешения компонентов водоизолирующего состава: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Таким образом, известный способ имеет малую эффективность ввиду невозможности равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава и точного дозирования компонентов в необходимой (выбранной) пропорции.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.

Техническая задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентнов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.

Новым является то, что технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством, причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа), при этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству.

На чертеже представлен способ герметизации эксплуатационных колонн.

Способ реализуется следующим образом.

Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1 выявляют интервал нарушения 2 эксплуатационной колонны 1. После выявления интервала нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 устанавливают пакер-пробку (на чертеже не показан) ниже интервала нарушения 2. Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, например:

- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м3 и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м3;

- смола полимерной композиции «БАРС» плотностью 1040-1070 кг/м3 и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1110 до 1130 кг/м3;

- кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) плотностью 990-1010 кг/м3 и 6%-ная соляная кислота плотностью 1030 кг/м3 и т.д.

Заполняют скважину продавочной жидкостью плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, и после выхода продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, из затрубного пространства на поверхность закрывают затрубную задвижку. Определяют удельную приемистость интервала нарушения 2. Далее скважину оставляют в покое на 30 мин с целью контроля поглощения в скважине. По истечении этого времени открывают затрубную задвижку, из мерной емкости закачивают продавочную жидкость с выходом ее из затрубного пространства на поверхность скважины, в другую мерную емкость (на чертеже не показана). По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости определяют наличие поглощения. При удельной приемистости от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа) по таблице выбирают общий объем водоизолирующего состава, который устанавливается при проведении опытно-промысловых работ на скважинах.

Таблица
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) в пределах Объем двухкомпонентного водоизолирующего состава, м3
от 0,5 до 1,0 от 1 до 2
от 1,0 до 2,0 от 2 до 4

Если удельная приемистость более 2,0 м3/(ч·МПа), производят ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии, например закачкой ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста производят опрессовку интервала нарушения 2 (на чертеже не показан). В случае негерметичности эксплуатационной колонны 1 при удельной приемистости интервала нарушения от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа) и отсутствии поглощения продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, производят ремонтно-изоляционные работы предложенным способом.

Технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснащают пакером 4, а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 регулируют на полное открытие клапана 6 при давлении, равном или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины. Спускают технологическую колонну труб 3 с пакером 4 и корпусом 5, при этом на первой от низа трубе устанавливают кольцо 9. После спуска технологической колонны труб 3 производят установку первой разделительной пробки (на чертеже не показана), закачивают первый компонент 10 водоизолирующего состава и буфер из продавочной жидкости 11. Далее устанавливают вторую разделительную пробку 12 и закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава в предварительно подобранной пропорции. После установки третьей разделительной пробки 14 закачивают компоненты водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального, свидетельствующего о том, что первый компонент 10 и буфер из продавочной жидкости 11 находятся в нижней части колонны труб 3. При этом первая разделительная пробка перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и под действием избыточного давления 1,5-2,0 МПа разделительная пробка (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Далее продолжают закачивать продавочную жидкость 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, первый компонент 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимается в затрубное пространство 7. Далее продавочная жидкость 15 выходит на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 прекращают, закрывают трубную задвижку, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного 7. Благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне труб 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из затрубного пространства 7 в колонну труб 3 (в том случае, когда плотность первого компонента больше плотности второго), что позволяет исключить относительное смещение уровней первого компонента 10 и второго компонента 13, обеспечив их дальнейшие смешение во всем объеме. По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости 15 дополнительно определяют наличие поглощения. Лишь после этого пакером 4 изолируют затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2. Далее открывают трубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повышают давление - на 1,5-2,0 МПа выше давления приемистости интервала нарушения 2, вторая разделительная пробка 12 проходит через кольцо 9. Далее по трубному пространству 17 под давлением закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава. Одновременно плавно повышают давление в затрубном пространстве 7 до давления, равного или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины, при этом подпружиненный клапан 6 открывается, и первый компонент 10 водоизолирующего состава проходит через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором происходит перераспределение первого компонента 10 водоизолирующего состава по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приводящее к дроблению потока первого компонента 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением в необходимой пропорции в колонну труб 3 перпендикулярно потоку второго компонента 13, закачиваемого по трубному пространству 17. В результате при смешении в колонне труб 3 двух потоков компонентов водоизолирующего состава происходит интенсивное соударение частиц смешивающихся компонентов водоизолирующего состава, которое способствует более равномерному распределению и смешению компонентов водоизолирующего состава в колонне труб 3. После выхода первого компонента 10 из затрубного пространства 7 закачивание продавочной жидкости 15 прекращают. Клапан 6 под действием пружины 8 возвращается в исходное положение, герметизируя затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повышается давление - на 0,5-1,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17, при котором третья разделительная пробка 14 перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и при давлении на 1,5-2,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17 третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Полученный водоизолирующий состав продавливают в интервал нарушения 2 с оставлением моста, срывают пакер 4 и производят контрольную промывку скважины до чистой воды закачкой по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 в объеме не менее 1,5 объема технологической колонны труб 3. После контрольной промывки скважины производят полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Скважину оставляют на время структурирования водоизолирующего состава. Затем путем спуска технологической колонны труб определяют интервал размещения образовавшегося моста (на чертеже не показан) и разбуривают его. Далее производят испытания эксплуатационной колонны на герметичность под давлением и снижением уровня жидкости свабированием.

Примеры промышленного использования предлагаемого способа в скважине.

Пример 1. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1390 м и интервалом перфорации 1340-1330 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1260-1261 м. На глубине 1270 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например ацетоноформальдегидную смолу (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м3 и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м3. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 289 м3/сут при давлении 6,0 МПа, удельная приемистость - 2,0 м3/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 0,1 м3 с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,1 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 2,0 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 4 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-168 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равном приемистости интервала нарушения, т.е. на 6,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1230 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,57 м3 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 3,43 м3 ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13. Пропорция ацетонформальдегидной смолы 13 и 10%-ного водного раствора едкого натра 10 составила 6:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 до повышения давления на 1,0 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,57 м3 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 2,0 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1115 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3 прекратили. Закачали 0,647 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1230 м. Далее в колонне труб 3 плавно повысили давление до 8,0 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13 по трубному пространству 17 под давлением 6,0-7,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 6,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 10%-ного водного раствора едкого натра 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 10%-ного водного раствора едкого натра 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 6,0-7,0 МПа в необходимой пропорции (6:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема 10%-ного водного раствора едкого натра 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 7,0 до 8,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,0 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 8,0-9,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 0,2 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 5,6 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Пример 2. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1200 м и интервалом перфорации 1150-1160 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1020-1020,5 м. На глубине 1030 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например смолу полимерной композиции «БАРС» плотностью 1070 кг/м3 и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1130 кг/м3. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м3 и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 110 м3/сут при давлении 9,0 МПа, удельная приемистость - 0,5 м3/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости (на чертеже не показана) закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 0,2 м3, с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,2 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 0,5 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 1 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равным приемистости интервала нарушения, т.е. на 9,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 990 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонну труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,33 м3 отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 0,67 м3 смолы «БАРС» 13. Пропорция смолы «БАРС» 13 и отвердителя к смоле «БАРС» 10 составила 2:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 до повышения давления на 0,5 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м3 отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,5 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, отвердитель к смоле «БАРС» 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1130 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 0,5 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м3 продавочной жидкости плотностью 1130 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубину 990 м. Далее открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 10,5 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку смолы «БАРС» 10 по трубному пространству 17 под давлением 9,0-10,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 9,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, отвердитель к смоле «БАРС» 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение отвердителя к смоле «БАРС» 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока отвердителя к смоле «БАРС» 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 9,0-10,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку смолы «БАРС» 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема отвердителя к смоле «БАРС» 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 10,0 до 11,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 11,5 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 11,0-12,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 0,15 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 4,5 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 13,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Пример 3. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1600 м и интервалом перфорации 1560-1563 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1310-1310,3 м. На глубине 1320 м установили пакер-пробку марки СТА. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 585 м3/сут при давлении 5,0 МПа, удельная приемистость - 4,9 м3/(ч·МПа). Произвели ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии закачки ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста (на чертеже не показан) заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3, приемистость составила 168 м3/сут при давлении 7,0 МПа, удельная приемистость - 1 м3/(ч·МПа). Для осуществления способа применяли такой двухкомпонентный состав, в котором плотность (1040 кг/м3) продавочной жидкости 15 больше плотности отвердителя 10 (1030 кг/м3), например кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) 13 плотностью 1000 кг/м3 и 6%-ная соляная кислота 10 плотностью 1030 кг/м3. Затем скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 0,15 м3 с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,15 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 1 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 2 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления больше приемистости интервала нарушения, т.е. на 7,2 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1280 м. При этом на первой от низа трубе устанавили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на четеже не показана). Закачали 0,33 м3 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 1,67 м3 кремнийорганического продукта 119-296И 13. Пропорция кремнийорганического продукта 13 и 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 составляла 5:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 до повышения давления 0,8 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м3 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,8 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 6%-ная соляная кислота 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимался в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1050 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до получения повышения давления на 0,8 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1050 кг/м3 прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1280 м. Затем открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 7,8 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку кремнийорганического продукта 119-296И 13 по трубному пространству 17, под давлением 7,0-8,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 7,2 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 6%-ная соляная кислота 10 прошла через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 6%-ной соляной кислоты 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 6%-ной соляной кислоты 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 7,0-8,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку кремнийорганического продукта 119-296И 13, закачанного по трубному пространству 17. После выхода всего объема 6%-ной соляной кислоты 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 8,0 до 9,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,8 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 9,0-10,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 0,2 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 5,8 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 11,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Таким образом, использование предложенного способа позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам, отличающийся тем, что технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством, причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·MПa), при этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
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.
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.

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.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия. Состав дополнительно содержит 0,003-0,045 мас.% оксиэтилированных алкилфенолов 3-АИ, 0,61-1,3 мас.% карбонатов, в качестве которых используют карбонаты калия или натрия, и воду. Техническим результатом является снижение плотности тампонажного раствора и повышение его седиментационной устойчивости. 1 табл., 7 пр.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза. Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включает спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов. До начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида. Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб. Проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч. 3 пр., 1 ил.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока. Определяют удельную приемистость зоны водопритока на двух режимах работы насосного агрегата. При удельной приемистости более 2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, водоизоляционную композицию до достижения удельной приемистости 0,5-2 м3/(ч·МПа). Затем в зависимости от удельной приемистости зоны водопритока определяют общий объем цементной суспензии. Одновременно готовят цементную суспензию, состоящую из суспензии портландцемента тампонажного в количестве 35% от общего объема цементной суспензии и суспензии из микроцмента в количестве 65% от общего объема цементной суспензии. При удельной приемистости зоны водопритока 0,5-2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, цементную суспензию из микроцемента, цементную суспензию из портландцемента тампонажного. Затем увеличивают расход и давление закачки до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и при таком расходе, не снижая давления, производят продавку буферной жидкости и всего объема цементной суспензии из микроцемента. Затем уменьшают расход и давление закачки до минимально возможного, при котором скважина продолжает принимать, и продавливают цементную суспензию из портландцемента тампонажного в зону водопритока до получения нулевой приемистости. Продавку останавливают и производят технологическую выдержку, далее осуществляют промывку остатков цементной суспензии из портландцемента тампонажного с противодавлением, равным конечному давлению продавки цементной суспензии из портландцемента тампонажного в зону водопритока. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования зон водопритока в скважинах, увеличение охвата цементированием зон водопритока. 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока. Закачивают водоизолирующую композицию и продавливают ее в продуктивный пласт при одновременном подъеме гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока. При этом скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины должна быть в раза больше скорости перемещения гибкой трубы для обеспечения равномерности размещения водоизолирующей композиции в продуктивном пласте. Заполняют горизонтальный участок ствола скважины блокирующей жидкостью до следующего изолируемого интервала водопритока и последовательно проводят изоляционные работы на каждом интервале водопритока, начиная от ближайшего к забою. После изоляции последнего интервала водопритока скважину закрывают под давлением для реагирования водоизолирующих компонентов и разрушения блокирующей жидкости. После чего производят спуск гибкой трубы до забоя и промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка. Закачивают в НКТ приготовленную на дневной поверхности двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость, вторую порцию структурообразователя. При этом до спуска колонны НКТ выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость. В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя. Готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Далее закачивают вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Устанавливают в НКТ разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство. Создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве. Затем колонну НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования. После чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине. 1 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.
Наверх