Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт



Владельцы патента RU 2566356:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь. Устанавливают пакер выше пласта. Осуществляют закачку первого компонента по заливочным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт. Предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа). Втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи. После чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт. Затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, задавливая скважинную жидкость в пласт. После этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры. Причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта; повышение качества смешивания двух компонентов изолирующего состава, повышение точности дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства. 1 пр., 1 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине и предназначено для изоляции поглощающих пластов.

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

Недостатком способа является высокий тепловой экзотермический эффект отверждения ацетонформальдегидной смолы в присутствии щелочных отвердителей, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения известного способа. Кроме того, приготовление полимерной композиции на основе смолы осуществляют в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 М или в емкости при поочередной дозировке смолы и отвердителя в заданном соотношении и работе цементировочного агрегата в режиме циркуляции на себя, после введения в смолу всего объема отвердителя перемешивание продолжают в течение 15-20 мин, далее закачивают смесь в скважину и продавливают. При такой последовательности приготовления полимерной композиции на основе ацетонформальдегидной смолы создается повышенный риск получить прихват заливочных труб ввиду длительности процесса приготовления полимерной композиции (поочередного перекачивания компонентов, их перемешивания) при одновременном влиянии температуры окружающей среды.

Известен способ изоляции поглощающих пластов в нефтяной скважине (патент SU №823559, МПК E21B 33/138, опубл. 23.04.1981 г., бюл. №15), включающий в себя последовательную закачку по технологической колонне труб компонентов тампонирующей смеси (водоизолирующего состава) и последующую их совместную продавку в пласт, первый компонент при выходе из технологической колонны труб поднимают в межтрубное пространство, а по мере выхода из технологической колонны труб второго компонента совместно с ним в поглощающий пласт из межтрубного пространства продавливают первый компонент, причем перед закачкой первого компонента в межтрубное пространство закачивают облегченную жидкость.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность изоляции интервала нарушения (поглощающего пласта), связанная с тем, что первый компонент (хлористый кальций) водоизоляционного состава продавливают из межтрубного пространства, а второй компонент (цементно-соляровая смесь) продавливают по технологической колонне труб, поэтому их смешивание происходит непосредственно в скважине напротив интервала нарушения, при этом первый компонент, продавливаемый по межтрубному пространству, разбавляется скважинной жидкостью, поэтому, проникая в интервал нарушения, такой водоизоляционный состав имеет низкую прочность;

- во-вторых, низкое качество смешивания двух компонентов водоизоляционного состава. Это обусловлено тем, что нижний конец технологической колонны труб смещается от центра обсадной колонны к стенке, особенно в наклонно направленных скважинах, что затрудняет равномерное распределение и смешивание двух компонентов между собой, что приводит к получению неоднородного, непрочного изоляционного экрана;

- в-третьих, низкая точность дозирования первого компонента (хлористого кальция), продавливаемого из межтрубного пространства, что приводит к некачественной изоляции интервала нарушения.

Наиболее близким техническим решением по сущности является способ изоляции поглощающих пластов (патент RU №2506409, МПК E21B 33/138, опубл. 10.02.14 г., бюл. №4), включающий спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. До спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки, спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м, последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб, производят посадку пакера, продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением и производят продавку тампонирующей смеси в пласт.

Недостатком способа является то, что при закачке первого компонента во второй компонент происходит сообщение трубного и межтрубного пространств, при этом давления в трубном и затрубном пространствах выравниваются, в результате чего подпружиненный рабочий орган (втулка-отсекатель) совершает возвратно-поступательное движение, периодически перекрывая проходное сечение потока, и подача первого компонента во второй компонент происходит циклически пульсирующе, что приводит к плохому смешению компонентов тампонажного состава и, как следствие, к низкому качеству изоляции пласта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции пласта путем улучшения смешивания двух компонентов водоизолирующего состава и повышения точности дозирования компонента, продавливаемого из затрубного пространства.

Техническая задача решается способом закачки двухкомпонентного состава в пласт, включающим спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь, установку пакера выше пласта, закачку первого компонента по заливочным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт.

Новым является то, что предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи, после чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт, затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, залавливая скважинную жидкость в пласт, после этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры, причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины.

На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемого способа.

Способ реализуется следующим образом.

Геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока (изолируемый пласт 1) скважины 2. После выявления интервала водопритока (изолируемый пласт 1) заполняют скважину 2 технологической жидкостью 3 и определяют удельную приемистость пласта 1, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), при такой удельной приемистости пласта 1 достигается эффект эжектирования (определено на основе проведения опытных работ).

При удельной приемистости менее 2,0 м3/(ч·МПа) необходимо произвести кислотную обработку пласта 1 скважины 2. В зависимости от приемистости пласта 1 скважины 2 технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем определяет необходимое количество объемов первого 4 и второго 5 компонентов водоизолирующего состава. Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, отверждаемые с выделением тепла, например:

- двухкомпонентная система на основе полимерной смолы «БАРС» (ТУ 2221-081-26161597-2011);

- кремнийорганический продукт 119-296 И (ТУ 2229-519-05763441-2009) и 4%-ная соляная кислота и т.д.

На устье заливочные трубы 6 оснащают пакером 7, а выше - корпусом 8 со сквозным каналом 9, в котором устанавливают струйный насос 10. Корпус 8 снаружи с боковыми отверстиями 11 охвачен промежуточной камерой 12 с клапанным узлом 13, пропускающим снаружи внутрь. Причем сквозной канал 9 выполнен с возможностью сообщения через боковые отверстия 11, размещенные по периметру, промежуточную камеру 12 и клапанный узел 13 с затрубным пространством 14.

В обсадную колонну скважины 2, заполненную технологической жидкостью 3, производят спуск заливочных труб 6 на глубину выше интервала изоляции пласта 1 на 30 м. После спуска заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10, посадкой пакера 7 изолируют затрубное пространство 14 выше интервала изоляции пласта 1, закачкой технологической жидкости 3 по затрубному пространству 14 доводят второй компонент 5 (например, в качестве второго компонента 5 водоизолирующего состава можно использовать структурообразующий реагент) водоизолирующего состава до клапанного узла 13, при этом продавливая скважинную жидкость из затрубного пространства 14 через клапанный узел 13 внутрь втулки 15 и далее в пласт 1, затем закачкой технологической жидкости 3 по заливочным трубам 6 доводят первый компонент 4 водоизолирующего состава (например, в качестве первого компонента 4 водоизолирующего состава можно использовать структурообразователь) до струйного насоса 10, продавливая скважинную жидкость из заливочных труб 6 в пласт 1.

После этого в затрубном пространстве 14 создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла 13, например 5,0 МПа, по давлению, которое будет достаточно, например 3,0 МПа, для сжатия пружины 16 и отжатия клапана 13 от боковых отверстий 11, выполненных по всему периметру корпуса 8, а по заливочным трубам 6 создают поток первого компонента 4. Струя первого компонента 4 с высокой скоростью вытекает из сопла 17 струйного насоса 10 и понижает давление в промежуточной камере 12, сообщающейся с полостью корпуса 8, вследствие чего второй компонент 5 из полости корпуса 8 поступает в промежуточную камеру 12, откуда со струей первого компонента 4, продавливаемого технологической жидкостью 3 под избыточным давлением по заливочным трубам 6, поступает в сквозной канал 9 струйного насоса 10. В сквозном канале 9 струйного насоса 10 первый 4 и второй 5 компоненты водоизолирующего состава перемешиваются, выравниваются их скорости и давления.

При этом второй компонент 5 водоизолирующего состава вводится в первый компонент 4 водоизолирующего состава через боковые отверстия 11 равномерно по всему периметру корпуса 8 без пульсаций и скачков давления (беспульсирующая равномерная подача достигается за счет снижения давления внутри корпуса 8 струйным насосом 10) со строго определенным расходом (расход регулируется на устье насосом путем изменения подачи первого 4 и второго 5 компонентов по заливочным трубам 6 и затрубному пространству 14 соответственно в необходимом соотношении), что позволяет перемешивать водоизолирующий состав более тщательно и регулировать срок отверждения в большую или меньшую сторону за счет изменения концентрации второго компонента 5 водоизолирующего состава, закачиваемого в затрубное пространство 14.

В результате на выходе из сквозного канала 9 струйного насоса 10 в заливочных трубах 6 ниже струйного насоса 10 за счет высокой скорости происходит интенсивное соударение потоков смешивающихся компонентов водоизолирующего состава, которое способствует более равномерному смешению компонентов водоизолирующего состава. После выхода второго компонента 5 водоизолирующего состава в промежуточную камеру 12 струйного насоса 10 стравливают давление в затрубном пространстве 14, в результате чего клапан 13 под действием пружины 16 возвращается в исходное положение, герметизируя трубное пространство 18 от затрубного пространства 14.

Далее полученный водоизолирующий состав продавливают в пласт 1. Для закрепления водоизолирующего состава в пласте 1 производят технологическую выдержку, оставляя скважину 2 в закрытом состоянии не менее чем на 3 мин (получено эмпирическим путем), но не более времени начала загустевания водоизолирующего состава (для исключения прихвата в скважине 2 заливочных труб 6 водоизолирующим составом) в обсадной колонне, затем срывают пакер 7 и производят контрольную промывку скважины 2 до чистой воды закачкой по затрубному пространству 14 технологической жидкости 3 плотностью, равной или более плотности закачиваемых компонентов водоизолирующего состава в объеме не менее 1,5 объема заливочных труб 6. После контрольной промывки скважины 2 производят полный подъем заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10.

Скважину 2 оставляют под давлением для окончательного структурирования водоизолирующего состава.

Пример практического осуществления способа.

Работы проводились в нефтедобывающей скважине 2 с эксплуатационной колонной с условным диаметром 168 мм, текущим забоем на глубине 1700 м. Исследованиями определили интервал водопритока (изолируемый пласт 1) на глубине 1670-1674 м. Заполнили скважину 2 технологической жидкостью 3 (пластовой водой) плотностью 1100 кг/м3. Определили приемистость обводнившегося пласта 1 закачиванием 6 м3 технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3, приемистость составила 370 м3/сут при 5,0 МПа, удельная приемистость - 3,1 м3/(ч·МПа). При реализации способа на устье заливочные трубы 6 оснастили пакером 7 (пакер шлипсовый ПШ), а выше - корпусом 8 со сквозным каналом 9, в котором установили струйный насос 10. Корпус 8 снаружи с боковыми отверстиями 11 охвачен промежуточной камерой 12 с клапанным узлом 13, пропускающим снаружи внутрь, сквозной канал 9 выполнен с возможностью сообщения через боковые отверстия 11, размещенные по периметру, промежуточную камеру 12 и клапанный узел 13 с затрубным пространством 14. Пружину 16 отрегулировали на полное открытие боковых отверстий 11 при росте давления на 5,0 МПа от первоначального. Произвели спуск заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10 на глубину 1640 м. Подобрали двухкомпонентную тампонирующую смесь на основе кремнийорганического продукта общим объемом 4 м3 (3 м3 кремнийорганического продукта 119-296 И и 1 м3 4% -ной соляной кислоты). После спуска заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10, посадкой пакера 7 изолировали затрубное пространство 14. Закачкой технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 по затрубному пространству 14 довели 1 м3 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) до клапанного узла 13, при этом продавливая скважинную жидкость из затрубного пространства 14 через клапанный узел 13 внутрь втулки 15 и далее в пласт 1, затем закачкой технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 по заливочным трубам 6 довели 3 м3 кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) до струйного насоса 10, продавливая скважинную жидкость из заливочных труб 6 в пласт 1. После этого в затрубном пространстве 14 создали избыточное давление в 5,0 МПа для приоткрытия клапанного узла 13, а по заливочным трубам 6 создали поток кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4). Струя кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) с высокой скоростью вытекала из сопла 17 струйного насоса 10 и понижала давление в промежуточной камере 12, сообщающейся с полостью корпуса 8, вследствие чего 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) из полости корпуса 8 поступила в промежуточную камеру 12, откуда со струей кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4), продавливаемого технологической жидкостью 3 под избыточным давлением по заливочным трубам 6, поступила в сквозной канал 9 струйного насоса 10. В сквозном канале 9 струйного насоса 10 кремнийорганический продукт 119-296 И (первый компонент 4) и 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) перемешиваются, выравниваются их скорости и давления.

При этом 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) вводилась в кремнийорганический продукт 119-296 И (первый компонент 4) через боковые отверстия 11 по всему периметру корпуса 8 без пульсаций и скачков давления со строго определенным расходом, который регулировали на устье насосом подачей кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) по заливочным трубам 6 и 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) по затрубному пространству 14 в соотношении соответственно 3:1, что позволило перемешать водоизолирующий состав более тщательно и регулировать срок отверждения за счет изменения концентрации 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5), закачиваемой в затрубное пространство 14.

В результате на выходе из сквозного канала 9 струйного насоса 10 в заливочных трубах 6 ниже струйного насоса 10 за счет высокой скорости турбулентного потока происходило интенсивное соударение потоков кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) и 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5), которое способствовало более равномерному распределению и смешению компонентов водоизолирующего состава в заливочных трубах 6. После выхода 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) в промежуточную камеру 12 струйного насоса 10 стравили давление в затрубном пространстве 14, в результате чего клапан 13 под действием пружины 16 возвратился в исходное положение, герметизировав трубное пространство 18 от затрубного пространства 14.

Всего закачали по межтрубью 1 м3, а по заливочным трубам - 3 м3 технологической жидкости плотностью 1100 кг/м3. После закачки всего объема водоизолирующего состава выдержали 10 мин, сорвали пакер 7 и произвели контрольную промывку скважины 2 до чистой воды закачкой по затрубному пространству 14 технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 в объеме 7,5 м3. После контрольной промывки скважины 2 произвели полный подъем заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10.

Скважину 2 оставили на время структурирования водоизолирующего состава в течение 10 ч.

Практическое применение способа показало, что по сравнению с прототипом обводненность скважины снизилась на 12%, а дебит по нефти увеличился на 10%, что доказывает выполнение технической задачи предложения.

По отношению к наиболее близкому аналогу предлагаемый способ закачки двухкомпонентного состава в пласт позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет более качественного и равномерного смешивания в скважине компонентов водоизолирующего состава путем точного регулирования соотношения расходов одновременно раздельно закачиваемых в интервал изоляции пласта компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.

Повышается эффективность изоляции притока вод в скважину через обводнившийся пласт, так как смешивание двух компонентов водоизолирующего состава происходит под струйным насосом непосредственно в нижнем конце заливочных труб, поэтому смешанная двухкомпонентная смесь выдавливается непосредственно в интервал водопритока, а посадка пакера исключает разбавление второго компонента водоизолирующего состава скважинной жидкостью в затрубном пространстве, поэтому в интервале водопритока образуется прочный изоляционный экран.

Повышается точность дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства, благодаря наличию струйного насоса, что позволяет приготовить качественный водоизолирующий состав для изоляции пласта.

Предлагаемый способ закачки двухкомпонентного состава в пласт позволяет:

- повысить эффективность изоляции пласта;

- повысить качество смешивания двух компонентов изолирующего состава;

- повысить точность дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства;

- сократить время на приготовление и ожидание затвердевания водоизолирующего состава.

Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт, включающий спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь, установку пакера выше пласта, закачку первого компонента по заливным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт, отличающийся тем, что предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи, после чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт, затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, залавливая скважинную жидкость в пласт, после этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры, причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 10 з.п. ф-лы, 27 пр., 27 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины включает спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава. При этом закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения: где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3; Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3; a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; ρк - плотность кислотного состава, кг/м3; ρп - плотность породы, кг/м3. Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором. Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему. Повышается эффективность водоизоляционных работ и срок изоляции за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности и устойчивого к деструкции. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах содержит, мас. %: модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» 6-9, лимонную кислоту 6,0-12,6, вода - остальное. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах включает приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание. Смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является создание многофункционального состава для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, обладающего высокими адгезионными и прочностными характеристиками в широком диапазоне температур, и минерализации пластовых вод, а также обладающего высокими гидрофобизирующими, антикоррозийными, антибактерицидными свойствами при снижении отложения парафинов в призабойной зоне пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину содержит, мас. %: МПАВ 1,0-10,0, кремнийсодержащее вещество 0,5-15,0, карбамидоформальдегидный концентрат 0,5-10,0, карбамид 0,5-5,0 и вода остальное. Состав может дополнительно содержать, мас. %: ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид 1,0-5,0 и/или загуститель 1,0-10,0. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C. Тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин включает водный раствор хлористого магния MgCl2 и каустического магнезита MgO. Дополнительно состав содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлористый магний - 18-36; каустический магнезит - 30-45; фосфогипс - 0,4 - 2; вода - остальное. Техническим результатом является увеличение сроков схватывания. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин. Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ сжатых газов и жидких углеводородов предусматривает последовательное закачивание в обсаженные технологические скважины отдельных порций различающихся по плотности и компонентному составу цементных растворов. При этом предварительно перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны на участке в непроницаемой кровле породы механическим или гидравлическим методами производится расширение участка необсаженного ствола скважины с формированием вдоль ее вертикальной оси вспомогательной камеры, обсадную колонну труб оборудуют специальным устройством с кольцевыми каналами, располагаемым в объеме созданной вспомогательной камеры, в качестве тампонажного раствора закачки первой порции используют облегченный цементный раствор плотностью 1400-1650 кг/м3, которым заполняют межколонное пространство промежуточной и эксплуатационной обсадных колонн от башмака промежуточной колонны до устья скважины, в качестве тампонажного раствора закачки второй порции используют цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, которым заполняют необсаженный ствол скважины до башмака промежуточной обсадной колонны. Технический результат - повышение качества крепления за счёт повышения герметичности заколонного пространства скважины. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины. Закачивают в добывающую скважину рабочий агент. Осуществляют пуск скважины в добычу. При этом предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м3. Закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза. Закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки. Циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-10-27 2015-10-27T00:38:58
Наверх