Способ ликвидации скважины

Изобретение относится к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта. Далее в интервал вырезанного участка спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе. Проводят анализ керна и по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. После чего производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта. Затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост. После чего производят установку второго цементного моста от верхнего конца глиняного моста до устья скважины. Установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Колонну труб малого диаметра заполняют незамерзающей жидкостью и спускают оптоволоконный кабель до забоя. Периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность процесса ликвидации скважины. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти.

Известен способ ликвидации скважин (РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и отвалов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации и консервации. - М., 1985), включающий установку над продуктивным пластом цементного моста и размещение под и над ним пачек бурового раствора, обработанного ингибитором коррозии и нейтрализатором агрессивных сред.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (установка цементного моста, закачка пачек бурового раствора под и над цементным мостом) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, малая эффективность процесса ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать или предупредить перетоки жидкости между пластами в заколонном пространстве скважины;

- в-третьих, недостаточная прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как цементный мост установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Также известен способ ликвидации скважины с источником межколонного давления (патент RU №2168607, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001 г., Бюл. №16), включающий выполнение первого цементного моста в скважине над продуктивным горизонтом и ниже интервала высокопластичных пород, сообщение заколонного пространства скважины с ее колонным пространством в пределах интервала высокопластичных пород с последующей установкой второго цементного моста над первым и обеспечение течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины путем снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород, при этом выбирают пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления и ближайший к нему, верхнюю границу первого цементного моста устанавливают на уровне подошвы пласта высокопластичных пород, заколонное пространство скважины сообщают с колонным пространством в интервале, составляющем часть мощности пласта высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы, путем удаления части обсадной колонны, второй цементный мост устанавливают от «головы» первого цементного моста высотой, равной интервалу сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны, после чего сообщают заколонное пространство скважины на оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород с колонным пространством скважины путем удаления части обсадной колонны, а затем обеспечивают течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (удаление нескольких участков обсадной колонны, установка нескольких цементных мостов друг над другом) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;

- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью возможных перетоков жидкости между пластами после ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки жидкости, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, продолжаются и после ликвидации скважины;

- в-третьих, недостаточная прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.

Наиболее близким по технической сущности является способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны (патент RU №2436932, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.12.2011 г., Бюл. №35), при котором скважину с обсадной колонной и пластами глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), извлекают из скважины лифтовую колонну, спускают в скважину до ее забоя промывочные трубы, обвязывают их с насосной установкой, закачивают через промывочные трубы цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из скважины, с установкой цементного моста от забоя до устья скважины, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют ПВО, монтируют на корпусе трубной головки тумбу и репер.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность процесса ликвидации скважины при заполнении всего ствола скважины цементным раствором, при этом межинтервальные (межпластовые) перетоки в заколонном пространстве скважины продолжаются;

- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью перетоков жидкости между пластами при ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, продолжаются и после ликвидации скважины и обнаружить их невозможно и после ликвидации скважины;

- в-третьих, недостаточная прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен из обычного (нетермостойкого) цемента.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности процесса ликвидации скважины за счет изоляции межпластового перетока в заколонном пространстве скважины и повышение надежности ликвидации скважины за счет возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации скважины и повышения прочности цементного моста.

Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающим спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья.

Новым является то, что при ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта, между которыми происходят заколонные перетоки жидкости, далее в интервал вырезанного участка обсадной колонны скважины спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, извлекают керноотборник из скважины и проводят анализ отобранного керна, по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, далее в скважину до забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб и под давлением производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост, после чего спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину до верхнего конца глиняного моста и под давлением производят установку второго цементного моста до устья скважины, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, причем установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента, после чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью, далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, с помощью которого периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации.

При ликвидации оценочных и разведочных скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан, разработка которого ведется парогравитационным воздействием с образованием паровой камеры, главным условием эффективной ликвидации скважин является исключение возможности перетока тепла из шешминского горизонта в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта, поэтому заполнение всего ствола даже самым высококачественным цементом не исключает заколонных перетоков, которые возникают вследствие слабосцементированности пород в этом интервале скважины.

На фиг.1, 2, 3, 4 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа ликвидации скважины.

Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.

Оценочная скважина 1 (см. фиг.1), пробуренная на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан в 70-е годы прошлого столетия и отработавшая свой срок по назначению, является источником заколонного перетока пара (конденсата) 2 (потерь тепла) из пласта 3 (нижний пласт) шешминского горизонта, имеющего давление Р1, в поглощающий пласт 4 (верхний пласт) пресных вод казанского горизонта, имеющего давление Р2, при этом P12.

В связи с наличием заколонных перетоков жидкости происходят потери тепла в паровой камере, что снижает эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием, поэтому оценочная скважина 1 подлежит физической ликвидации. Например, по данным, представляемым геологической службой нефтегазодобывающего предприятия, глубина оценочной скважины 1 составляет 105 м, высота l1 нижнего пласта 3 составляет 3 м; высота l2 верхнего пласта 4 - 4 м.

Для ликвидации скважины 1 (см. фиг.2) вырезают часть 5 длиной Н обсадной колонны 6 от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4, между которыми происходят заколонные перетоки жидкости 2.

Для этого на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана) спускают в обсадную колонну 6 (см. фиг.2) скважины 1 любое известное вырезающее устройство (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), например, применяют универсальное вырезающее устройство, изготовленное в ОАО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Россия).

Например, расстояние L от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4 равно 12 м.

Вырезают часть 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 в скважине 1 высотой Н=L+l1+l2,

где Н - высота вырезаемого участка обсадной колонны, м;

L - расстояние от подошвы 7 нижнего пласта 3 до кровли 8 верхнего пласта 4, м, например 12 м;

l1 - высота нижнего пласта 3, м;

l2 - высота верхнего пласта 4, м.

Подставляют числовые значения в формулу: Н=12 м + 3 м + 4 м=19 м.

Далее извлекают колонну труб с вырезающим устройством из скважины 1.

Затем в интервал вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 спускают керноотборник (на фиг.1, 2, 3 и 4 не показан) и производят отбор керна, находящегося в разрезе вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1.

Например, в интервал вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 спускают сверлящий боковой керноотборник (RSCT™), который позволяет произвести отбор образцов керна за один спуск без нарушения структуры керна для широкого диапазона петрофизических испытаний и анализов, без микротрещин.

Извлекают керноотборник из скважины 1 с образцами керна и проводят анализ отобранных образцов керна, определяют минеральный или химический состав (содержание компонентов). Например, образец керна имеет следующий минеральный состав, % (по массе):

- смешанослойный минерал - 48

- каолинит - 19

- кварц - 17

- полевой шпат - 9

- гидрослюда - 7.

По этим данным в цехе, например в ООО «НПО БентоТехнологии» (г. Альметьевск, Республика Татарстан, Россия) или в ЗАО «Керамзит» (г. Серпухов, Россия), готовят глину с подобным минеральным составом (на основе полученного состава отобранного керна, состав которого соответствует составу породы).

Затем в скважину 1 (см. фиг.2) от устья 9 до забоя 10 спускают заглушенную снизу заглушкой 11 (фиг.3) колонну труб 12 малого диаметра. Например, в качестве колонны труб 12 малого диаметра применяют колонну безмуфтовых гибких труб диаметром 38 мм или насосно-компрессорные трубы диаметром 48 мм. Колонну труб 12 малого диаметра выбирают с тем условием, чтобы через ее внутренний диаметр проходил оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.4).

Далее в скважину 1 (см. фиг.3) от устья 9 до забоя 10 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана). Под давлением закачивают цементный раствор по колонне НКТ и производят установку первого цементного моста 14 (см. фиг.3) от забоя 10 до интервала скважины 1 на 5 м выше подошвы нижнего пласта 3. Извлекают колонну НКТ из скважины 1 и выдерживают до затвердевания цемента.

Затем в скважине 1 от верхнего конца первого цементного моста 14 до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта 4 устанавливают глиняный мост 15 из приготовленной глины.

Для установки глиняного моста 15 засыпают с устья 9 скважины 1 глину с последующим ее уплотнением в скважине 1 спуском колонны НКТ.

Количество засыпаемой в скважину 1 глины выбирают в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны 6 (см. фиг.3) скважины 1, высоты вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1 и т.д., которые определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем.

Вследствие подбора состава глины, аналогичного составу породы, находящейся в разрезе вырезанного участка 5 обсадной колонны 6 скважины 1, между ними происходит адгезия, т.е. слипание поверхностей двух соприкасающихся разнородных твердых тел (глины и породы), что связано с межмолекулярным притяжением, обеспечивающим целостность веществ в местах контакта их поверхностей.

После застывания глины получается глиняный мост 15 в виде плотной глиняной прослойки достаточной толщины, которая исключает заколонные перетоки пара (конденсата) 2 между нижним 3 и верхним 4 пластами в скважине 1.

Спускают колонну НКТ в скважину до верхнего конца глиняного моста 15 (см. фиг.3) и под давлением закачивают по колонне НКТ цементный раствор и производят установку второго цементного моста 16 до устья 9 скважины 1, после чего извлекают колонну НКТ из скважины 1.

Установку первого 14 и второго 16 цементного мостов производят (см. фиг.3) с применением термостойкого цемента с добавлением базальтового фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента.

Применение термостойкого цемента позволяет сохранить прочность цементного камня в условиях циклически меняющихся температур (в пароциклических скважинах), т.е. на месторождениях, разрабатываемых парогравитационным воздействием, по сравнению с обычным цементом, используемым в прототипе.

Добавление фиброволокна в термостойкий цемент позволяет получить прочную, пластичную, безусадочную, непроницаемую и коррозионно-стойкую структуру цементного камня, устойчивую к воздействию высоких температур.

В качестве термостойкого цемента используют известные термостойкие цемента, например ЦТ Activ II KM-160, выпускаемые по ГОСТ 1581-96.

Фиброволокно производят на ЗАО «Минерал 7» по ТУ В В.2.7-26.8-32673353-001:2007. Количество термостойкого цемента выбирают в зависимости от глубины скважины, внутреннего диаметра обсадной колонны и т.д., которые определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем.

Затем с устья 9 (см. фиг.3) скважины 1 заполняют колонну труб 12 малого диаметра незамерзающей жидкостью, например дизельным топливом.

Верхний конец колонны труб 12 малого диаметра герметизируют на устье 9 скважины 1 глухой пробкой 17.

Для этого на устье 9 скважины 1 отворачивают пробку 17 (см. фиг.3), верхний конец оптоволоконного кабеля 13 (см. фиг.4) присоединяют к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 18 (на фиг.4 показана условно).

Далее в колонну труб 12 малого диаметра до забоя 10 скважины 1 спускают оптоволоконный кабель (термодатчики) 13 (см. фиг.4). Оптоволоконный кабель 13 изготавливают в ООО «Спец-М» (г. Пермь, ул. Ольховская, 2). Диаметр спускаемого оптоволоконного кабеля 13 выбирают с условием прохождения через колонну труб 12 малого диаметра.

Далее с помощью оптоволоконного кабеля 13 производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 10 до устья 9 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 18 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ (пульт управления) на аппаратуру, снабженную системой кодирования и декодирования, а также специализированным программным обеспечением, использующимся для получения, отображения, наблюдения и записи в реальном времени распределения температуры по стволу скважины 1. Аппаратура фиксирует распределение температуры по стволу скважины 1 (Первый мировой опыт проведения геофизических исследований в добывающих скважинах с использованием ГНКТ с оптоволоконным кабелем / Ноя В. [и др.] // Время колтюбинга. - 2011. - №37).

По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 13 на устье 9 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 18. Извлекают оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.3 и 4) из колонны труб 12 малого диаметра. Верхний конец колонны труб 12 малого диаметра герметизируют на устье 9 скважины 1 пробкой 17.

Заполнение колонны труб 12 малого диаметра незамерзающей жидкостью позволяет спускать в колонну труб 12 малого диаметра и извлекать из нее оптоволоконный кабель 13 (см. фиг.4) независимо от температуры окружающей среды.

Аналогичным образом, как описано выше, например, ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 18 на устье скважины 1 и с использованием оптоволоконного кабеля 13. Для этого производят описанные выше операции, начиная с отворачивания пробки 17 с колонны труб 12 малого диаметра и заканчивая герметизацией верхнего конца колонны труб 12 малого диаметра пробкой 17.

Неизменяемость температурного режима в стволе скважины 1 свидетельствует об отсутствии перетоков пара (конденсата) между пластами и надежной изоляции источника (пласта) межпластовых перетоков.

Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет повысить эффективность ликвидации скважины за счет изоляции межпластового перетока в заколонном пространстве скважины путем вырезания обсадной колонны и установки глиняного моста, а также повысить надежность ликвидации скважины за счет возможности контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации скважины и повышения прочности цементного моста.

Способ ликвидации скважины, включающий спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины, отличающийся тем, что при ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта, между которыми происходят заколонные перетоки жидкости, далее в интервал вырезанного участка обсадной колонны скважины спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, извлекают керноотборник из скважины и проводят анализ отобранного керна, по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе вырезанного участка обсадной колонны скважины, затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра, далее в скважину до забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб и под давлением производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост, после чего спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину до верхнего конца глиняного моста и под давлением производят установку второго цементого моста до устья скважины, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины, причем установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента, после чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью, далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель, с помощью которого периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной и горно-химической промышленности, используется для ограждения и охраны трещиноватого горного массива от возможного проникновения за пределы создаваемого экрана жидких растворов.

Группа изобретений относится к области строительства скважины в сложных горно-геологических условиях бурения интервалов неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпанию, эрозионным разрушениям и образованиям каверн в стволе, вызывающих тяжелые аварии при проходке, в частности интервала кыновского горизонта или аналогичных сланцевых глинистых отложений.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

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.

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

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.
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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды. При этом при приготовлении водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в него дополнительно вводят 3,2 мас.% уксуснокислой меди. Прокачивают через раствор соляную кислоту при соотношении алюминия и соляной кислоты вес.ч. соответственно 25,0:75,0%. Выдерживают во времени. Техническим результатом является повышение надежности крепления призабойной зоны скважины. 1 табл.
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 нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины. Геофизическими исследованиями определяют наличие цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявляют нарушения герметичности эксплуатационной колонны. Затем при отсутствии цементного кольца за эксплуатационной колонной и выявлении нарушений герметичности эксплуатационной колонны тампонированием производят наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной и герметизацию зон нарушения эксплуатационной колонны. Определяют качество тампонирования эксплуатационной колонны проведением повторных геофизических исследований. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. Далее до забоя скважины спускают дополнительную колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2% от массы сухого цемента. Затем извлекают дополнительную колонну труб из скважины, доливают в ствол скважины термостойкий цемент до устья. После чего заполняют колонну труб малого диаметра незамерзающей жидкостью. Далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. После ликвидации скважины периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины. 4 ил.

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ. Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран. При этом перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора. В качестве перфоратора используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции. При этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков. Техническим результатом является обеспечение надежного восстановления продуктивности и приемистости скважин, повышение эффективности изоляции пластовых вод, снижение количества спуско-подъемных операций. 2 з.п. ф-лы.

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 нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Способ крепления горизонтального ствола скважины заключается в том, что в пробуренный ствол скважины спускают компоновку для цементирования, включающую колонный башмак, фильтр, патрубок с заглушками и колонну обсадных труб. При спуске компоновки производят промывку скважины через 350-450 м, потом периодические промывки через 250-350 м. Перед входом в горизонтальный ствол, при проводке компоновки по горизонтальному стволу постоянно определяют вес компоновки на подъемнике. При уменьшении веса на 2-3 т производят промывку скважины с одновременным расхаживанием компоновки на 8-10 м до возвращения веса, таким образом проходят весь интервал горизонтального ствола до забоя. При упирании в забой проводят дополнительный цикл промывки с расхаживанием. Упирают компоновку в забой. Закачивают тампонажный цемент и продавливают через патрубок с заглушками в заколонное пространство, открывая давлением продавки заглушки патрубка. Техническим результатом является облегчение доставки обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины.

Изобретение относится к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину с обсадной колонной, эксплуатирующую два пласта, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При ликвидации скважины вырезают часть обсадной колонны от подошвы нижнего пласта до кровли верхнего пласта. Далее в интервал вырезанного участка спускают керноотборник и производят отбор керна, находящегося в разрезе. Проводят анализ керна и по его результатам готовят глину, состав которой соответствует составу породы, находящейся в разрезе. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. После чего производят установку первого цементного моста от забоя до интервала скважины на 5 м выше подошвы нижнего пласта. Затем в скважине от верхнего конца первого цементного моста до интервала на 5 м ниже кровли верхнего пласта устанавливают глиняный мост. После чего производят установку второго цементного моста от верхнего конца глиняного моста до устья скважины. Установку первого и второго цементных мостов производят с применением термостойкого цемента с добавлением фиброволокна в количестве 0,2 от массы сухого цемента. Колонну труб малого диаметра заполняют незамерзающей жидкостью и спускают оптоволоконный кабель до забоя. Периодически фиксируют температурные изменения в стволе скважины после ликвидации. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность процесса ликвидации скважины. 4 ил.

Наверх