Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью. Способ ремонтно-изоляционных работ - РИР в скважине включает приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно. В качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного, либо жидкое стекло или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс. В качестве инициатора структурообразования используют пресную воду или соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды), в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава. Закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в скважинах с применением тампонажных составов.

Известен способ цементирования обсадных колон, включающий приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего портландцемент, поливинилпирролидон, поликарбоксилат, ультрадисперсный кремнезем, пеногаситель и воду при следующем соотношении компонентов, вес. ч.: портландцемент - 100, поливинилпирролидон - 0,7-0,8, поликарбоксилат Melflux 1641F - 0,25-0,4, ультрадисперсный кремнезем в виде белой сажи БС-120 - 0,2-0,4, пеногаситель - 0,03-0,04, вода техническая - 42-43 (патент RU №2520608, МПК С09К 8/467, опубл. 27.06.2014, Бюл. №18).

Ультрадисперсный кремнезем принимает непосредственное участие в формировании структуры цементного камня, встраиваясь в структуру гидратов и заполняя поры, тем самым повышая непроницаемость цементного камня, а также приводит к образованию первичного каркаса, что обеспечивает кинетику набора прочности цементного камня на ранних сроках твердения.

Недостатком известного способа является использование белой сажи в тампонажном составе, так как ее недостаточно для создания армированного состава ввиду очень малых размеров частиц белой сажи.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению является способ восстановления герметичности обсадных колонн (патент RU №2471963, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.01.2013, Бюл. №1), включающий приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, состоящего из структурообразующего реагента, инициатора структурообразования, армирующего волокна и добавки. В качестве структурообразующего реагента используют портландцемент тампонажный, в качестве инициатора структурообразования используют пресную воду, в качестве армирующего волокна используют фиброволокно длиной 3-18 мм и диаметром 22-35 мкм, в качестве добавки - алюмосиликатные микросферы, содержание которых не превышает 20% в составе. Закачку тампонажного состава в скважину с приемистостью более 250 м3/сут в интервал негерметичности колонны и продавку ее за колонну осуществляют созданием в конце закачки давления, превышающего давление разрушения микросфер, затем осуществляют промывку скважины.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность герметизации из-за недостаточно высокой прочности и долговечности цементного камня, так как из-за малой плотности алюмосиликатные микросферы не распределяются равномерно во всем объеме тампонажного состава, а всплывают на его поверхность, что также усложняет процесс приготовления и закачки тампонажного состава.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине за счет повышения герметизирующей способности тампонажного состава.

Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ - РИР в скважине, включающим приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно.

По первому варианту новым является то, что в качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного, в качестве инициатора структурообразования используют пресную воду, в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава, причем закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм.

По второму варианту новым является то, что в качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют жидкое стекло, или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс, в качестве инициатора структурообразования используют соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды) в соотношении к структурообразующему реагенту 1:(0,1-3) соответственно, в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое волокно, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава, причем закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм.

В процессе РИР используют тампонажные составы с добавлением синтетических или минеральных армирующих волокон диаметром 10-35 мкм и длиной 3-18 мм.

Портландцемент тампонажный по ГОСТ 1581-96.

Гельцемент состоит из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного.

Комовая глина Биклянского карьера (глинопорошок) по ГОСТ 25795-83.

Синтетическое волокно строительное микроармирующее (ВСМ) представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно цилиндрической формы.

В качестве минерального волокна используют базальтовое волокно, получают его из расплавленной базальтовой породы.

Стекло натриевое жидкое (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81. Густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом, плотностью в пределах 1360-1450 кг/м3.

Кремнийорганические продукты представляют собой жидкость от желтого до черного цвета. Допускается наличие механических примесей и взвеси, выпадающих в осадок при отстаивании. Условная вязкость при температуре 20,0±0,5°С по вискозиметру ВЗ-246 с диаметром сопла 4 мм составляет не более 30 с. Температура замерзания должна составлять не выше минус 50°С.

Полиакриламид представляет собой порошок модифицированного полиакриламида молекулярной массы 5-12 млн. дальтон, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20% и временем растворения в пресной воде не более 60 мин.

Гидролизованный полиакрилонитрил представляет собой вязкую жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с вязкостью 1%-ного водного раствора в пределах 22-40 мПа·с и сухим остатком не менее 10% или порошок желтого цвета (допускается оранжевый оттенок) с массовой долей основного вещества не менее 95% и pH 1%-ного водного раствора в пределах 9-12,5.

Фосфогипс представляет собой твердое мелкокристаллическое вещество от светло-серого до темно-серого цвета с наличием частиц (комков). Массовая доля основного вещества (CaSO4·2 H2O) в пересчете на сухой дигидрат составляет не менее 92%.

Хлористый кальций (кальций хлористый технический) по ГОСТ 450-77.

Алюмохлорид (гидроксохлористый алюминий) представляет собой жидкость слабо желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком. Массовая доля основного вещества в пересчете на AlCl3 составляет 200-300 г/дм3. Показатель активности водородных ионов pH должен находиться в пределах 0,8-2.

Ацетат хрома представляет собой твердое кристаллическое вещество, выпускается в виде 50%-ного водного раствора с плотностью 1300 кг/м3.

Минерализованная пластовая вода плотностью 1180 кг/м3.

Предлагаемые способы РИР в скважине, включающие приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и синтетическое или минеральное армирующее волокно, позволяют повысить эффективность РИР в скважине путем повышения герметизирующей способности тампонажного состава за счет высокой подвижности при закачивании и его проникновения в мелкие поры и трещины под избыточным давлением. В то же время тампонажный состав не растекается в порах и трещинах, а создает в устье полостей прочный тампон, что обеспечивает его экономное расходование и сокращение потерь на поглощение пористыми пластами тампонажного состава на 25-35%. Применение в тампонажном составе синтетического или минерального волокна обеспечивает высокую стойкость полученного тампонажного камня к образованию и распространению трещин и сдерживает тенденцию их увеличения, также обеспечивает трехмерное упрочнение материала.

Определяют удельную приемистость нарушения. Готовят тампонажный состав. В скважину через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в интервал нарушения закачивают тампонажный состав, содержащий синтетическое или минеральное волокно. Необходимый объем тампонажного состава в зависимости от удельной приемистости изолируемого интервала устанавливают из опыта промысловых работ и составляет 1,5-200 м3.

Тампонажный состав по первому варианту РИР, содержащий тампонажный портландцемент или гельцемент, пресную воду и синтетическое или минеральное армирующее волокно, готовится непосредственно на скважине, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава, причем при удельной приемистости от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) используют волокно длиной 3 или 6 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) - длиной 12 или 18 мм. Тампонажный состав легко закачивается в зону нарушения, имеет достаточное для закачивания время отверждения (4-14 ч) и улучшенные по сравнению с наиболее близким аналогом показатели прочности отвержденного цементного камня. Механическую прочность цементного камня на сжатие через 2 и 180 сут исследовали в лабораторных условиях по стандартным методикам. Результаты исследований тампонажного состава по предлагаемому способу на примере ВСМ и наиболее близкому способу представлены в таблице. По предлагаемому способу оптимальным является содержание ВСМ в пределах 0,5-5 кг в 1 м3 тампонажного состава на основе портландцемента.

Результаты испытаний также показали, что прочность цементного камня на сжатие по предлагаемому способу через 2 и 180 сут выше, чем у наиболее близкого способа, что доказывает лучшую герметизирующую способность предлагаемого способа.

ВСМ и базальтовое волокно улучшают структурно-механические свойства отвержденного тампонажного состава, поэтому предлагается их использовать с такими реагентами, как жидкое стекло, кремнийорганические продукты, полиакриламид, гидролизованный поиакрилонитрил, фосфогипс, а также резиновая или каучуковая крошка, древесная мука. В РИР предлагается применять перечисленные реагенты с добавлением волокна, при этом в качестве инициатора структурообразования используют соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды) и т.п.

Примеры практического осуществления способа по предлагаемым вариантам

Пример 1-1 (по первому варианту). Тампонажный состав содержит портландцемент тампонажный, пресную воду и полипропиленовое волокно.

В скважине методом поинтервальной опрессовки было выявлено нарушение целостности эксплуатационной колонны диаметром 168 мм в интервале 878-880 м. Удельная приемистость нарушения составила 2,9 м3/(ч·МПа). Закачали 6 м3 тампонажного раствора из 7,5 т тампонажного портландцемента, раствор затворяли на пресной воде с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 и цементосмесительного агрегата СМН-20 при В/Ц=0,5. Приготовленный раствор закачивали в скважину по эксплуатационной колонне через промежуточную емкость, в процессе закачивания в раствор, проходящий через промежуточную емкость, постепенно добавляли полипропиленовое волокно. При закачивании первых 1,5 м3 раствора было добавлено 1,5 кг базальтового волокна длиной 3 мм, диаметром 10 мкм, при закачивании следующих 1,5 м3 раствора было добавлено 1,5 кг базальтового волокна длиной 6 мм, диаметром 18 мкм, при закачивании следующих 1,5 м3 раствора было добавлено 1,5 кг базальтового волокна длиной 12 мм, диаметром 25 мкм, при закачивании следующих 1,5 м3 раствора было добавлено 1,5 кг базальтового волокна длиной 18 мм диаметром 35 мкм. Тампонажный раствор продавили закачиванием по эксплуатационной колонне пресной воды. Оставили скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора в течение 24 ч. Далее разбурили мост, полученный из отвержденного тампонажного раствора, опрессовали давлением эксплуатационную колонну, по результатам опрессовки колонну признали герметичной.

Пример 1-2 (по первому варианту). Тампонажный состав содержит базальтовое волокно, пресную воду и гельцемент.

В скважине методом поинтервальной опрессовки было выявлено нарушение целостности эксплуатационной колонны диаметром 146 мм в интервале 680-681 м. Удельная приемистость нарушения составила 5 м3/(ч·МПа). Закачали 4 м3 тампонажного раствора из 3,5 т гельцемента (смесь 3,22 т портландцемента тампонажного и 0,28 т глинопорошка), раствор затворяли на пресной воде с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 и цементосмесительного агрегата СМН-20 при В/Ц=0,8, затворенный раствор через промежуточную емкость закачивали в колонну НКТ, спущенную на глубину 650 м, в процессе закачивания в раствор, проходящий через промежуточную емкость, постепенно добавляли базальтовое волокно. При закачивании первого 1 м3 тампонажного раствора было добавлено 2 кг базальтового волокна длиной 18 мм, диаметром 35 мкм, при закачивании второго 1 м3 раствора было добавлено 2 кг базальтового волокна длиной 12 мм, диаметром 25 мкм, при закачивании третьего 1 м3 раствора было добавлено 2 кг базальтового волокна длиной 6 мм, диаметром 18 мкм, при закачивании четвертого 1 м3 раствора было добавлено 2 кг базальтового волокна длиной 3 мм, диаметром 10 мкм. Тампонажный раствор продавили закачиванием в колонну НКТ пресной воды. Провели контрольную промывку. Оставили скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора в течение 24 ч. Далее разбурили мост, полученный из отвержденного тампонажного раствора, опрессовали давлением эксплуатационную колонну, по результатам опрессовки колонну признали герметичной.

Пример 2-1 (по второму варианту). В тампонажный состав входят жидкое стекло, гидролизованный полиакрилонитрил, раствор хлористого кальция, минерализованная пластовая вода плотностью 1180 кг/м3 и полипропиленовое волокно.

Способ применяли с целью ограничения притока подошвенной воды, проникающей в нефтенасыщенный интервал пласта по системе вертикальных трещин. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 1,5 м3/(ч·МПа). Предварительно в пласт в качестве инициатора структурообразования был закачан раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м3 в объеме 3 м3, буфер из пресной воды в объеме 0,3 м3. В интервал перфорации 1162-1167 м через колонну НКТ закачали тампонажный состав из 5 м3 гидролизованного полиакрилонитрила и 1 м3 жидкого стекла, содержащий 12 кг ВСМ длиной 6 мм, диаметром 18 мкм, буфер из пресной воды в объеме 0,3 м3. Инициатором структурообразования тампонажного состава служила также минерализованная подошвенная вода, содержащаяся в пласте. Скважину оставили на время отверждения тампонажного состава на 24 ч. По результатам последующего освоения скважины обводненность продукции снизилась на 23%, дебит нефти возрос на 3 т/сут.

Пример 2-2 (по второму варианту). В тампонажный состав входят кремнийорганический продукт, минерализованная пластовая вода плотностью 1180 кг/м3 и полипропиленовое волокно.

Способ применяли с целью ограничения притока подошвенной воды, проникающей в нефтенасыщенный интервал пласта по высокопроницаемому пропластку. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 1,0 м3/(ч·МПа). В интервал перфорации 1222-1227 м через колонну НКТ закачали буфер из пресной воды в объеме 0,3 м3, тампонажный состав из 2 м3 кремнийорганического продукта и 2 м3 пластовой воды, содержащий 2 кг полипропиленового волокна длиной 3 мм, диаметром 10 мкм, буфер из пресной воды в объеме 0,3 м3. Скважину оставили на время отверждения тампонажного состава на 24 ч. По результатам последующего освоения скважины обводненность продукции снизилась на 19%, дебит нефти возрос на 2 т/сут.

Пример 2-3 (по второму варианту). В тампонажный состав входят полиакриламид, ацетат хрома, пресная вода и полипропиленовое волокно.

Способ применяли с целью ограничения притока подошвенной воды, проникающей в нефтенасыщенный интервал пласта по высокопроницаемым трещинам карбонатного пласта. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 2,0 м3/(ч·МПа). В интервал перфорации 1201-1209 м через колонну НКТ, спущенную до глубины 1271 м, закачали гелеобразующий раствор, представляющий собой растворенные в 40 м3 пресной воды 200 кг полиакриламида и 0,05 м3 ацетата хрома, в раствор во время закачивания добавляли полипропиленовое волокно длиной 3 мм, диаметром 10 мкм в количестве 40 кг. Закачанные реагенты продавили в изолируемый интервал пресной водой. Скважину оставили для отверждения тампонажного состава на 24 ч. По результатам последующего освоения скважины обводненность продукции снизилась на 34%, дебит нефти возрос на 4 т/сут.

Пример 2-4 (по второму варианту). В тампонажный состав входят гидролизованный полиакрилонитрил, алюмохлорид и базальтовое волокно.

Способ применяли с целью ограничения притока подошвенной воды, проникающей в нефтенасыщенный интервал пласта по системе вертикальных трещин. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 5,0 м3/(ч·МПа). В интервал перфорации 1300-1311 м через колонну НКТ, спущенную до глубины 1270 м, закачали последовательно 5 м3 алюмохлорида, 0,2 м3 пресной воды в качестве буфера, 5 м3 гидролизованного полиакрилонитрила, при закачивании в гидролизованный полиакрилонитрил и алюмохлорид добавляли базальтовое волокно длиной 3 мм, диаметром 18 мкм. Закачанные реагенты продавили в изолируемый интервал пресной водой. Скважину оставили для отверждения тампонажного состава на 24 ч. По результатам последующего освоения скважины обводненность продукции снизилась на 15%, дебит нефти возрос на 2,5 т/сут.

Пример 2-5 (по второму варианту). В тампонажный состав входят фосфогипс, жидкое стекло, пресная вода и армирующее волокно.

В скважине методом поинтервальной опрессовки было выявлено нарушение целостности эксплуатационной колонны диаметром 146 мм в интервале 530-531 м. Удельная приемистость нарушения составила 4 м3/(чМПа). В скважину до глубины 500 м спустили колонну НКТ, через которую в изолируемый интервал закачали последовательно 0,2 м3 пресной воды в качестве буфера, 2 м3 жидкого стекла, 0,2 м3 пресной воды в качестве буфера, 2 м3 20%-ной суспензии фосфогипса в пресной воде, 0,2 м3 пресной воды в качестве буфера, 2 м3 жидкого стекла, 0,2 м3 пресной воды в качестве буфера, 2 м3 20%-ной суспензии фосфогипса в пресной воде. Жидкости закачивали цементировочным агрегатом ЦА-320, в процессе закачивания в раствор постепенно добавляли полипропиленовое волокно длиной 6 мм, диаметром 18 мкм в количестве 16 кг. Тампонажный раствор продавили закачиванием по эксплуатационной колонне пресной воды. Оставили скважину для отверждения тампонажного раствора в течение 24 ч. Далее разбурили мост, полученный из отвержденного тампонажного раствора, опрессовали давлением эксплуатационную колонну, по результатам опрессовки колонну признали герметичной.

Все вышеприведенные примеры использования предлагаемого способа доказывают решение технической задачи изобретения - повышение эффективности РИР в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой c герметизирующей способностью.

1. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно, отличающийся тем, что в качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного, в качестве инициатора структурообразования используют пресную воду, в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава, причем закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм.

2. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно, отличающийся тем, что в качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют жидкое стекло, или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс, в качестве инициатора структурообразования используют соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды) в соотношении к структурообразующему реагенту 1:(0,1-3) соответственно, в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое волокно, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава, причем закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов. Технический результат изобретения - повышение термоустойчивости раствора. Буровой раствор включает, мас. %: глинопорошок ПБМВ 3,74-5,46; полиэлектролит Росфлок 99М; углеводородные соединения 6,33-8,55; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью. Способ ремонтно-изоляционных работ - РИР в скважине включает приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно. В качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20 от массы портландцемента тампонажного, либо жидкое стекло или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс. В качестве инициатора структурообразования используют пресную воду или соли поливалентных металлов, в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава. Закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3 закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3 несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм. 1 табл.

Наверх