Способ укрепления призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %: этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы.

Известен способ укрепления слабосцементированного пористого пласта (патент RU №2119041, МПК E21B 33/138, E02D 3/12, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), предусматривающий закачивание в призабойную зону скважины состава с массовой долей фенолформальдегидной смолы 78-86%, водного раствора соляной кислоты 15%-ной концентрации 12,7-19,5%, оксиэтилированного алкилфенола 0,3-0,5% и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксана 1-2%. После закачивания состава предусматривают нагнетание в призабойную зону газа в течение двух суток (времени, необходимого для полимеризации состава) с целью создания в призабойной зоне фильтрационных каналов.

Недостатком способа является то, что до закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы из призабойной зоны скважины не удаляется вода. Как правило, проблема выноса песка характерна для скважин, содержащих в продукции воду. Пласты-коллекторы в большинстве случаев являются гидрофильными и хорошо смачиваются водой. Поэтому в призабойной зоне скважин, добывающих обводненную продукцию, содержится вода. Вода негативно влияет на процесс укрепления призабойной зоны, так как разбавленный водой состав на основе фенолформальдегидной смолы может потерять способность к отверждению или при отверждении разбавленного состава прочность искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра будет низкой. Кроме того, для реализации способа после закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы нужно в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону, что усложняет процесс и приводит к росту затрат времени и средств.

Также известен способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта (патент RU №2172811, МПК E21B 33/13, E21B 33/138, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2001 г.), включающий перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, создание песчаного проницаемого барьера путем нагнетания в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевого песка в жидкости-носителе с водным раствором силиката натрия с последующим закачиванием спиртового раствора хлорида кальция в объеме порового пространства созданного барьера, при этом дополнительно перед созданием последнего нагнетают водный раствор силиката натрия плотностью 1250-1300 кг/м3 в количестве, обеспечивающем полное заполнение порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии 0,45-0,60 м от скважины, а перед закачиванием спиртового раствора хлорида кальция - эмульсионный раствор следующего состава, мас. %: флотореагент - оксаль Т-80 - 40-60, неонол АФ9-12 - 0,10-0,15, углеводородная жидкость - 39,85-59,90, в объеме порового пространства созданного песчаного проницаемого барьера, причем в качестве водного раствора силиката натрия используют жидкое натриевое стекло с ρ=1400 кг/м3, которым обрабатывают перед закачиванием на устье скважины кварцевый песок в соотношении 0,20-0,30:1,00 мас. ч. соответственно.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, технологически сложный в реализации способ, связанный с закачкой большого количества химических реагентов;

- во-вторых, жидкое стекло при отрицательной температуре необходимо отогревать, что ограничивает возможность реализации способа;

- в-третьих, низкое качество крепления призабойной зоны продуктивного пласта, так как в пресной воде тампонажный состав на основе жидкого стекла растворяется со временем;

- в-четвертых, для закачки кварцевого песка в жидкости-носителе необходимо привлечение специальных насосных агрегатов, используемых при проведении гидравлического разрыва пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2387803, МПК E21B 33/13, C09K 8/44, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий спуск в призабойную зону скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, причем предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об. %:

фенолформальдегидная смола 90-95
изопропиловый спирт 5-10

затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 ч, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 м, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество крепления призабойной зоны скважины с низкой проницаемостью. Это связано с тем, что крепление призабойной зоны скважины производят с применением последовательной стационарной (постоянной) закачки различных химических реагентов по колонне НКТ из условия обеспечения диаметра охвата не менее 1,8 м, при этом закачку производят при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, поэтому обеспечить такое условие при креплении призабойной зоны с низкой проницаемостью практически невозможно;

- во-вторых, высокая продолжительность и трудоемкость реализации способа, связанные с предварительной закачкой изоприлового спирта, затем последовательной закачкой нескольких химических реагентов (изопропилового спирта, фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом, водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации), после закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации необходима технологическая выдержка на отверждение смолы в призабойной зоне скважины не менее 24 часов;

- в-третьих, ограниченные условия применения способа, связанные с загустеванием фенолформальдегидной смолы в зимний период времени (повышается вязкость смолы, приводящая к критическому росту давления закачки) и малым сроком ее хранения (2-3 мес);

- в-четвертых, снижается продуктивность пластов при закреплении известным составом призабойной зоны из-за формирования непроницаемого закрепляющего материала;

- в-пятых, низкая надежность крепления призабойной зоны скважины, так как водный раствор соляной кислоты закачивают в скважину при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, поэтому высока вероятность того, что водный раствор соляной кислоты, выполняющий роль отвердителя, не полностью охватит весь объем закачанной в призабойную зону смолы. В итоге получается лишь частичное отверждение смолы.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение качества укрепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа с возможностью применения закрепляющего состава при отрицательных температурах до минус 50°C, сохранение продуктивности пластов при укреплении призабойной зоны скважины, а также повышение надежности крепления призабойной зоны скважины.

Поставленные технические задачи решаются способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:

этилсиликат-40 88,5-89,5
алюминиевая пудра 0,5-1,5
изопропиловый спирт 10

производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины.

Способ реализуют в добывающей скважине, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, следующим образом.

На устье скважины 1 колонну НКТ 2 (см. фиг. 1) снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости 3, патрубком 4 с отверстиями 5, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой 6 с седлом 7 сверху и пакером 8.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 3 применяют, например, устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU №2400615, МПК E21B 28/00, E21B 43/25, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г.) или устройство для закачки жидкости в пласт (патент RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.).

Подвижная втулка 6 в исходном положении зафиксирована относительно подвижной втулки срезным штифтом 9 и имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно патрубка 4.

Спускают колонну НКТ 2 в скважину 1 так, чтобы импульсный пульсатор жидкости 3 находился напротив интервала укрепления призабойной зоны 10 скважины 1.

Затем в скважине 1 производят посадку пакера 8 любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой.

Далее на устье скважины 1 в емкости 11 приготавливают закрепляющий состав путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:

- этилсиликат-40 88,5-89,5
- алюминиевая пудра 0,5-1,5
- изопропиловый спирт 10

Этилсиликат-40 представляет собой гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов с эмпирической формулой RO-[-Si(OR)2O-]m-R, R=C2H5 и выпускается по ГОСТ 26371-84.

Этилсиликат-40 - это прозрачная, маловязкая жидкость, представляющая собой сложную смесь олигоэтоксисилоксанов с разной степенью конденсации. Этилсиликат хорошо растворяется в толуоле, бензоле, полностью смешивается с этиловым спиртом. Обладает повышенной термостойкостью и может использоваться при температурах от минус 50 до плюс 60°C, поэтому может использоваться в зимнее время, так как при отрицательных температурах его вязкость не увеличивается по сравнению с фенолформальдегидной смолой.

Тампонажная смесь на основе связующего вещества этилсиликата-40 имеет низкую вязкость в зимнее время по сравнению с фенолформальдегидной смолой и больший срок хранения (12 мес).

В качестве алюминиевой пудры используют пудру алюминиевую пигментную, выпускаемую по ГОСТ 5494-95.

Пудра алюминиевая - это измельченный металлический порошок, частички которого имеют пластинчатую форму. Каждая такая микроскопическая пластинка покрыта слоем оксида и жира.

На вид это порошок, который имеет серо-серебристый цвет, легко мажется. Он однороден: в нем не должны быть заметны на глаз более крупные частицы. Плотность материала составляет около 0,15-0,3 г/см3. В нем содержится 85-93% активного алюминия.

Изопропиловый спирт используют по ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3.

Объем приготавливаемой в емкости 11 тампонажной смеси на основе этилсиликата-40 определяет расчетным путем технологическая служба ремонтного предприятия, исходя из условия обеспечения диаметра охвата воздействием не менее 1,8 м, например 2,5 м3.

С помощью насоса 12, например, с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 производят закачку тампонажной смеси в объеме 2,5 м3 по колонне НКТ 2 в импульсном режиме через импульсный пульсатор жидкости 3 в призабойную зону 10 скважины 1.

После чего производят закачку в колонну НКТ 2 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,2-0,4 м3, которая продавливает тампонажную смесь из колонны НКТ 2 в призабойную зону 10 скважины 1 через импульсный пульсатор жидкости 3, при этом в призабойной зоне 10 скважины 1 происходят распределение тампонажной смеси, заполнение и пропитка поровых каналов (см. фиг. 1).

В предлагаемом способе применена импульсная закачка закрепляющего состава, что по сравнению с прототипом при равных давлениях закачки на устье позволяет увеличить диаметр создаваемого экрана в призабойной зоне скважины в 2-3 раза и тем самым повысить качество крепления призабойной зоны скважины.

Применение этилсиликата-40 по сравнению с фенолформальдегидной смолой исключает необходимость оттеснения воды из призабойной зоны закачкой изопропилового спирта, что исключает технологическую операцию по закачке и технологическую выдержку, а это сокращает продолжительность реализации способа.

Алюминиевая пудра вспенивает тампонажную смесь, благодаря чему обеспечивается пористость при отверждении тампонажной смеси и сохраняется продуктивность пластов после укрепления призабойной зоны скважины. Кроме того, все химические реагенты закачиваются в составе тампонажной смеси, а не раздельно, что также исключает снижение продуктивности пласта.

Затем в колонну НКТ 2 (см. фиг. 2) сбрасывают шар 13 на седло 7 подвижной втулки 6. В колонне НКТ 2 выше шара 13 создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку 6 вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости. Далее производят закачку по колонне НКТ 2 через отверстия 5 патрубка 4 в призабойную зону 10 скважины 1 водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, например, в объеме 3 м3, при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне 10 скважины 1.

Закачиваемый водный раствор соляной кислоты является отвердителем для закрепляющего состава. Кислота соляная техническая выпускается по ГОСТ 857-95.

Выдерживают технологическую паузу в течение 24 ч на отверждение закрепляющего состава (набор прочности создаваемого экрана в призабойной зоне 10 скважины 1).

В результате образуется отвержденный пористый экран, который укрепляет призабойную зону 10 скважины 1.

Пакер 8 защищает эксплуатационную колонну скважины 1 от действия высокого давления и позволяет увеличить давление закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимально возможном расходе, что в свою очередь позволяет в полном объеме охватить ранее закачанный закрепляющий состав и обеспечить его надежное отверждение в призабойной зоне 10 скважины 1.

Распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ 2 из скважины 1.

Предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины позволяет:

- повысить качество крепления призабойной зоны скважины;

- сократить продолжительность и трудоемкость реализации способа в 2-3 раза;

- сохранить коллекторские свойства пласта;

- расширить условия применения способа в зимнее время без увеличения вязкости закачиваемых химических реагентов;

- повысить надежность крепления призабойной зоны скважины.

Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне, отличающийся тем, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об.%:

этилсиликат - 40 88,5-89,5
алюминиевая пудра 0,5-1,5
изопропиловый спирт 10

производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом.

Изобретение относится горной промышленности и, в частности, к управлению проветриванием высокопроизводительных очистных угольных забоев с системой разработки месторождения длинными столбами по технологической схеме «шахта-пласт».

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин.
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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу и системе ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат - повышение эффективности и надежности ликвидации скважин.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

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.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня. Способ ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих включает определение удельной приемистости изолируемого интервала и закачку состава на основе микроцемента и добавок. При удельной приемистости изолируемого интервала менее 0,2 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по ее повышению путем кислотной обработки изолируемого интервала. Далее геофизическими исследованиями выявляют нарушения целостности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки. При удельной приемистости от 0,2 до 1 м3/(ч·МПа) закачивают в изолируемый интервал последовательно буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, состав на основе микроцемента и добавок, буфер из 0,5-1,0 м3 пресной воды, в качестве микроцемента используют портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг, а в качестве добавок используют композицию натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции на основе синтетических сульфированных полимеров и модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: портландцемент тампонажный с удельной поверхностью не менее 800 м2/кг 100, вода 100-120, композиция на основе натриевых солей лигносульфоновых кислот 0,2-1,0, композиция на основе синтетических сульфированных полимеров 0,1-0,5, композиция на основе модифицированных полидиметилсилоксанов линейной и разветвленной структуры 0,08-0,15. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. : этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кгм3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.

Наверх