Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых многолетнемерзлых породах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП). Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП включает, мас.%: высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 12,0-17,0, бентонитовую глину - 8,0-15,0; асбестовую крошку - 13,0-20,0, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30 - остальное. Обеспечивается повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, в частности к ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).

В практике для предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений используют различные герметизирующие составы: буровые растворы, солевые растворы, специальные дисперсии на водной и углеводородной основе. Однако данные составы имеют невысокую эффективность герметизации и непродолжительный период действия в связи с низкой вязкостью, высокой фильтрацией и недостаточной устойчивостью.

Известен состав, включающий, мас.%: хлористый кальций - 4,5-10,0; бентонитовая глина - 24,8-26,2; газовый конденсат - 31,4-35,2; сульфанол 0,2-0,8; вода - остальное [А.С. №1130587 СССР, МПК С09К 7/02].

Недостатком состава является невысокая эффективность ликвидации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости применяемой НЗПЖ. Кроме того, он может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.

Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 7,5-40,0; газовый конденсат - 1,7-15,0; эмультал 0,6-2,0; карбонат кальция - 2,0-20,0; вода - остальное [Патент №1771507 РФ, МПК Е21В 33/138].

Недостатком состава является невысокая эффективность герметизации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости. Помимо этого к недостаткам способа следует отнести неспособность дисперсии повышать свои свойства со временем, а именно в процессе ее закачивания в затрубное пространство скважины дисперсия не загустевает и попадает в интервал перфорации, что приводит к кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) или к полному его блокированию. Кроме того, указанный состав может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.

Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам 47,0-52,5; синтетические жирные кислоты - 1,0-1,5; отработанные нефтепродукты - 1,0-2,0; водный раствор хлористого кальция (перенасыщенный, плотностью 1400-1450 кг/м3) - 45,0-50,0 [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].

Известен состав, включающий, мас.%: сульфат натрия - 10,0-18,0; карбонат натрия - 14,0-18,0; бентонитовая глина 10,0-14,0; вода - остальное [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].

Недостатки этих составов заключаются в недостаточной эффективности герметизации межколонного пространства из-за высокой вязкости и низкой фильтрации, в результате чего, эти составы не всегда достигают интервала межколонных газопроявлений. Кроме того, указанные составы могут быть применимы только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При ликвидации газопроявлений по цементному кольцу ими пользоваться нельзя.

Задача предлагаемого изобретения заключается в разработке состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП), имеющих оптимальную вязкость для загустевания в порах цементного камня, оптимальный показатель фильтрации для прокачивания через трубы небольшого диаметра и трещины цементного камня.

Техническим результатом заявляемого технического решения является повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, включает высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), бентонитовую глину, асбестовую крошку, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30, при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 12,0-17,0, бентонитовая глина - 8,0-15,0; - асбестовая крошка - 13,0-20,0, водометанольный раствор - остальное.

Сравнительный анализ с аналогами и прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП отличается от известных тем, что в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, содержит бентонитовую глину, для обеспечения вязкости, капсулирования для увеличения прочности глины - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве кольматанта - асбестовую крошку, а в качестве жидкости затворения - водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30. Соотношение в водометанольном растворе (незамерзающей жидкости), используемой в качестве жидкости затворения, а именно вода:метанол 70:30, определено с учетом требований к безопасности состава, в том числе экологической, а также для предотвращения растепления пород в многолетнемерзлой зоне, так как состав применяется именно для высокольдистых ММП. В результате применения заявляемого состава межколонное пространство газовой скважины, содержащее цементный камень не очень хорошего качества, слабо сцементированного, хорошо кольматируется и не пропускает через образовавшуюся глинистую корку газ (в виде газопроявлений).

Технология приготовления состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, заключается в следующем.

КМЦ смешивают с бентонитовой глиной (для обволакивания, капсулирования, увеличения прочности глины), затворяют на водометанольном растворе, взятом при соотношении 70:30, подогретом с помощью передвижной паронагревательной установки - ППУ (в зимних условиях до температуры 30-40°C), далее добавляют асбестовую крошку (для закупоривания пор в цементном камне). Целесообразно использовать высоковязкий (ВВ) КМЦ, например, марок КМЦ 800-1000.

Готовый состав закачивают в межколонное пространство скважины, создают избыточное давление, не превышающее давление опрессовки башмака колонны (кондуктора), оставляют на технологическую выстойку (не менее 3 суток). После этого снижают давление сбросом (выпуском) газа через факельный отвод.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством компонентов (Таблица 1). Для измерения реологических характеристик использовали ротационный вискозиметр «OFITE-800».

Уменьшение и увеличение концентрации компонентов в составе нецелесообразно, так как при этом он становится не текучим, фильтрационная способность снижается.

Наилучшими параметрами обладают составы 2, 3, 4, показанные в таблице 1. Данные составы обладают оптимальной плотностью, текучестью и фильтрацией, достаточными для эффективности герметизации межколонных газопроявлений. Возможно закачивание заявляемого состава в межколонное пространство проводить по устройству [2012113781].

Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых многолетнемерзлых горных породах, характеризующийся тем, что включает высоковязкую КМЦ, бентонитовую глину, асбестовую крошку, водометанольный раствор - BMP, взятый при соотношении вода:метанол 70:30, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КМЦ 12-17
бентонитовая глина 8-15
асбестовая крошка 13-20
BMP остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи гидрофильных пластов. 3 пр., 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах. Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП включает, мас.: высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 12,0-17,0, бентонитовую глину - 8,0-15,0; асбестовую крошку - 13,0-20,0, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30 - остальное. Обеспечивается повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений. 1 табл.

Наверх