Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине



Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине
Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине

 


Владельцы патента RU 2605974:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установке для проведения водоизоляционных работ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. Установка содержит емкость для хранения и подготовки технологических растворов и жидкостей и их компонентов, смесительный блок для подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, насосный блок для заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб в скважину до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической жидкости, блок управления для управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину, блок ввода для ввода в блок управления конфигурации создаваемого изолирующего моста, включающей в себя текущее положение интервала перфорации, причем блок управления регулирует параметры изолирующего состава и управляет нагнетанием изолирующего состава в скважину на основании заданной конфигурации создаваемого изолирующего моста. 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установке для проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой.

Уровень техники

При традиционной схеме эксплуатации скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежи, то есть скважин, вскрывших продуктивный горизонт в области границы раздела между нефтью и водой (далее в данном документе указанная граница называется водонефтяным контактом, или ВНК), происходит подъем ВНК вблизи скважины, называемый «конусом обводнения».

На Фиг. 1 приведен пример образования зоны пониженного давления возле интервала перфорации в пласте при работе скважины по обычной схеме эксплуатации скважины, когда через интервал перфорации производится отбор нефтесодержащей продукции (нефти и/или воды в чистом виде или в виде смеси с какими-либо другими частицами и компонентами, попадающими в скважину). При отборе продукции возле интервала перфорации возникает зона пониженного давления, при этом по мере отдаления от интервала перфорации степень падения давления уменьшается. Таким образом, около скважины образуется градиент давления.

В случаях, когда скважина расположена в области нефтяной залежи, подстилаемой водой, такой интервал перфорации может располагаться поблизости от границы ВНК. Как известно, при наличии градиента давления происходит движение жидкости в направлении уменьшения давления, а поскольку граница ВНК представляет собой проницаемую подвижную поверхность, происходит движение не только нефти, но и воды, причем вода за счет больших фильтрационных свойств по пласту образует каналы поступления к кровле пласта, в том числе и в нефтеносной части.

Таким образом, ВНК перемещается вверх, в сторону пониженного давления, рано или поздно достигая интервала перфорации. Тем самым, как показано на фиг. 2, при обычной схеме эксплуатации скважины в зоне перфорации образуется так называемый «конус обводнения». При этом происходит частичное или полное замещение нефти водой в зоне перфорации и соответственно снижение выработки нефтенасыщенной части пласта. После того как произошел приток воды в область перфорации, для восстановления коэффициента нефтеотдачи необходимо проводить водоизоляционные работы и по возможности сокращать или устранять образованные конусы обводнения.

Из уровня техники известны различные установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них позволяют бороться с конусами обводнения лишь на какой-то ограниченный срок, так как спустя некоторый промежуток времени, часто не настолько длительный, насколько желательно с точки зрения рентабельности, скважина вновь обводняется вследствие конусообразного подъема подошвенных пластовых вод, и приходится вновь повторять водоизоляционные работы или вовсе ликвидировать скважину.

Одним из аналогов предлагаемой установки является система, выполняющая способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657 С1, «Способ разработки обводненных нефтяных месторождений», МПК E21B 43/32, E21B 33/134, опубл. 10.06.2011), содержащий разбуривание эксплуатационной скважиной, пересекающей непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалов залегания нефти и воды, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины. При этом повышается прочность изоляции водонасыщенной зоны пласта.

Тем не менее, при практическом применении этой системы выяснилось, что она также не всегда является эффективной при борьбе с обводнением скважин, особенно при попытках ее применения в скважинах, пересекающих продуктивный горизонт в области ВНК без естественного непроницаемого пропластка, поскольку вода быстро доходит до вновь выполненных перфорационных отверстий снаружи по заколонному пространству возле расширенной части колонны. Более того, при работе данной системы подразумевается полное уничтожение всей нижней части обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины и расширение этой области, что приводит к тому, что требуется очень много времени на вырезание и большое количество цемента на изоляцию расширенного интервала. При последующей эксплуатации скважины ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны цементный камень быстро разрушается, т.е. конструкция скважины теряет свою прочность вследствие вырезания обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины. Кроме того, при создании малейшей депрессии в скважине происходит разрушение призабойной зоны скважины. Соответственно, при наличии дефектов цементирования вода через трещины в цементе может достигать того интервала, через который производится отбор продукции. Помимо того, данная система содержит средства для проведения геофизических работ для определения интервалов залегания нефти и воды, что повышает ее сложность, а также длительность работ. Также в данной системе требуется предварительная кольматация нефтенасыщенного интервала, что тоже повышает ее сложность, длительность работ и количество используемых материалов, а также ухудшает коллекторские свойства пласта.

Часть указанных проблем может быть решена за счет использования элементов систем для выполнения способов по патентам RU 2509884 С1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014) и RU 2509885 С1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014), однако в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается. При попытках расширить проходное сечение скважины бурением в области расширенного интервала выбуривается заливочная колонна, и тем самым пропадает ее важный экранирующий эффект, а целостность цементного моста может нарушиться, и вода может попасть внутрь колонны. Кроме того, в этих системах все равно требуется предварительное проведение геофизических исследований.

Сущность изобретения

Как следует из вышесказанного, существует необходимость в разработке быстрой, надежной и низкозатратной установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, с длительным предотвращением при этом обводнения добываемой продукции.

Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков уровня техники и решает указанную задачу с помощью установки для проведения водоизоляционных работ в скважине, содержащей:

- по меньшей мере одну емкость для хранения и подготовки по меньшей мере одного из следующего: воды, химических реагентов, технологических растворов и жидкостей и их компонентов,

- смесительный блок, соединенный с упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации,

- насосный блок, соединенный со смесительным блоком и упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину, в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической жидкости,

- блок управления, соединенный со смесительным блоком, упомянутой по меньшей мере одной емкостью и насосным блоком и выполненный с возможностью управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину,

- блок ввода, соединенный с блоком управления и выполненный с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста, включающей в себя текущее положение интервала перфорации,

причем блок управления выполнен с возможностью регулировки параметров изолирующего состава и управления нагнетанием изолирующего состава в скважину на основании заданной конфигурации создаваемого изолирующего моста.

Применение данной установки позволяет повысить эффективность и надежность проведения водоизоляционных работ в скважине без необходимости проведения геофизических исследований, а также продлить безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 изображен пример формирования градиента давления в зоне перфорации при обычной эксплуатации скважины.

На фиг. 2 изображен пример образования конуса обводнения в зоне перфорации при обычной эксплуатации скважины.

Подробное описание изобретения

Нефтяная залежь, подстилаемая водой, обычно разрабатывается следующим образом.

Как показано на Фиг. 1, подлежащий разработке пласт состоит из нефтесодержащей части и водосодержащей части, между которыми образован водонефтяной контакт (ВНК). Это нефтяное месторождение разбуривается эксплуатационной скважиной, пересекающей пласт. Далее спускается обсадная колонна (обсаживается эксплуатационная колонна) с последующим ее креплением и производится перфорация в нефтесодержащей части пласта выше ВНК с образованием перфорационных отверстий. Затем производится добыча продукции из нефтесодержащей части пласта через перфорационные отверстия.

В процессе эксплуатации скважины вода из водонасыщенной части пласта по заколонному пространству обсадной колонны и за счет больших фильтрационных свойств по пласту может образовывать каналы поступления к кровле пласта, в том числе и к нефтеносной части, и таким образом прорываться через нижние перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта в скважину, при этом происходит обводнение нефти (пример этого изображен на Фиг. 2).

Если обводненность продукции скважины достигает некоторого предварительно определенного значения, например 80%, необходимо приостанавливать добычу и проводить в этой скважине водоизоляционные работы с помощью установки для проведения водоизоляционных работ согласно настоящему изобретению. По завершении выполнения работ можно вновь эксплуатировать скважину в безводном режиме или близком к нему.

Далее будет раскрыта установка для проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта. В частности, установка может содержать: по меньшей мере одну емкость, по меньшей мере один смесительный блок, насосный блок, блок управления и блок ввода.

Емкости и смесительные блоки могут быть предназначены для хранения и подготовки воды, химических реагентов, технологических растворов и жидкостей и их компонентов. Емкости, смесительные блоки и насосный блок могут соединяться между собой системой трубопроводов.

По меньшей мере один из смесительных блоков может быть выполнен с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. В качестве изолирующего состава может использоваться цементный или любой другой подходящий тампонажный раствор.

Насосный блок, соединенный по меньшей мере с одним смесительным блоком и по меньшей мере с одной емкостью, может быть выполнен с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину спуско-подъемным устройством, в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой изолирующего состава в затрубное пространство через перфорационные отверстия с помощью технологической (в данном случае продавочной) жидкости, подаваемой по меньшей мере из одной емкости.

Насосный блок может содержать один или более насосов, например, поршневых или плунжерных.

Блок ввода, соединенный с блоком управления, может быть выполнен с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста.

Блок управления, соединенный по меньшей мере с одним смесительным блоком, по меньшей мере с одной емкостью и насосным блоком, может быть выполнен с возможностью хранения по меньшей мере части параметров для проведения водоизоляционных работ и управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину.

В частности, блок управления может быть выполнен с возможностью определения необходимого объема изолирующего состава следующим образом:

,

где Vз - объем заливки, м3;

k - коэффициент пористости пласта, доли единиц;

hс - высота создаваемого изолирующего моста снаружи скважины, м;

hв - высота изолирующего моста внутри скважины (от забоя до верхней границы интервала перфорации), м;

Rм - радиус изолирующего моста, м;

Rв - радиус скважины в области изолирующего моста внутри скважины, м.

Все используемые в этом выражении параметры либо известны заранее (k, hв, Rв), либо задаются перед проведением водоизоляционных работ (hс, Rм), поэтому дополнительные измерения не требуются.

Установка для проведения водоизоляционных работ может дополнительно содержать блок нагрева, выполненный с возможностью нагрева одной или более емкостей, смесительных блоков или трубопроводов установки.

Для контроля параметров приготавливаемого раствора и нагнетания установка может дополнительно содержать блок измерения, включающий в себя один или более датчиков, например, плотномер, термометр, консистометр, расходомер и т.д. Блок измерения может измерять параметры окружающей среды, параметры сред в емкостях и смесительных блоках, параметры подготовки растворов, параметры нагнетания и другие параметры, связанные с работой установки, и отправлять результаты измерений в блок управления.

На основании полученных данных блок управления может управлять другими блоками, например регулировать степень открытия клапанов для изменения объема подаваемых компонентов или смесей в смесительные блоки и в скважину, регулировать время и интенсивность перемешивания и температуру нагрева подготавливаемых смесей, давление нагнетания и т.д.

Насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью промывки внутреннего пространства скважины путем прокачки через нее промывочной жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3.

Для определения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины воды или технологической (например, промывочной) жидкости под заданным давлением, а блок измерения при этом может быть дополнительно выполнен с возможностью измерения объемного расхода нагнетаемой в единицу времени жидкости. Блок управления сравнивает полученную от блока измерения величину текущей приемистости пласта с максимально возможной величиной (определенной на более ранних стадиях разработки данной скважины), и если текущая приемистость пласта отличается от максимально возможной на предварительно определенную величину, блок управления сигнализирует о необходимости повышения приемистости пласта и выполняет соответствующее управление насосным блоком. При этом с целью повышения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины глинокислотного раствора.

Установка может дополнительно содержать блок памяти, выполненный с возможностью приема из блока управления и хранения контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ. Блок памяти при этом может быть частью блока управления.

Установка может дополнительно содержать блок вывода, выполненный с возможностью вывода контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ из блока управления и/или из блока памяти. Например, блок вывода может быть выполнен в виде принтера или дисплея.

Специалист должен понимать, что существует множество различных вариантов реализации блока управления. В частности, блок управления может быть выполнен в виде компьютера, в виде микроконтроллера или процессора, соединенного с памятью, в виде программируемой логической интегральной схемы, в виде набора дискретных компонентов или в какой-либо комбинации вышеуказанного, и т.д.

Установка может быть стационарной или смонтированной на мобильной платформе.

Следует отметить, что после отверждения изолирующего состава не только во внутренней области интервала перфорации скважины, но и в заколонном пространстве вокруг него образуется изолирующий (цементный) мост. За это время может также опуститься конус обводнения, поскольку в области перфорации в процессе проведения водоизоляционных работ нет зоны пониженного давления.

Как отмечалось выше, заливка изолирующего состава происходит во всем интервале перфорации независимо от толщины нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Положение интервала перфорации известно заранее, поэтому в данном случае отсутствует необходимость проводить предварительные геофизические исследования для определения конкретных зон интервала перфорации, через которые поступает нефть и вода. Соответственно, снижается сложность установки.

Кроме того, следует отметить, что полученный в результате экран из окружающего обсадную колонну изолирующего моста надежно изолирует водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, что снижает вероятность попадания воды внутрь обсадной колонны как через заколонные перетоки в нижние вновь выполненные перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта, так и через старые перфорационные отверстия либо через трещины в цементе. При этом из-за того, что обсадная колонна не вырезается, прочность экрана за счет наличия в нем обсадной колонны сохраняется даже при разбуривании изолирующего моста внутри скважины, при перфорации новых отверстий и при наличии некоторой депрессии в скважине. Можно отметить также, что при применении установки согласно настоящему изобретению исключается необходимость временной изоляции пласта, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта. Соответственно, эффективность проведения водоизоляционных работ значительно повышается, и продлевается безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

На случай, если скважина имеет глубокий зумпф, для снижения расхода изолирующего состава в скважину может спускаться и устанавливаться глухая заглушка (например, пакер) ниже верхней границы интервала перфорации (например, на уровне ВНК) или ниже всего интервала перфорации. При этом для определения параметра hв в вышеуказанном выражении в качестве уровня забоя рассматривается местоположение заглушки. Чем выше будет установлена заглушка, тем меньше будет израсходовано изолирующего состава при заливке, но тем меньше будет максимально возможная высота нового интервала перфорации. Для поддержания давления в скважине в области ниже заглушки блок управления может выдавать соответствующую команду в насосный блок, а насосный блок, в свою очередь, может быть дополнительно выполнен с возможностью заливки состава глушения в эту область скважины.

Блок управления в соответствии с заданной конфигурацией создаваемого изолирующего моста регулирует параметры изолирующего состава и управляет нагнетанием изолирующего состава в скважину.

Для дополнительного снижения расхода изолирующего состава на разные уровни вдоль интервала перфорации может заливаться изолирующий состав с разными значениями подвижности (растекаемости) и проникающей способности.

В одном варианте осуществления блок управления выполнен с возможностью регулировки подвижности приготавливаемого изолирующего состава так, чтобы в нижнюю и верхнюю область создаваемого моста заливался изолирующий состав с меньшей подвижностью, а в область ВНК или в центральную область заливался изолирующий состав с большей подвижностью. Значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться на стадии приготовления раствора, до его заливки в скважину, с помощью изменения состава раствора, температуры раствора и/или параметров перемешивания раствора. Например, для повышения подвижности в изолирующий состав может вводиться вода или химические реагенты, такие как пластификаторы. Повышение температуры раствора приводит к снижению подвижности изолирующего состава. Изменение времени и интенсивности перемешивания раствора также приводит к изменению подвижности изолирующего состава. Кроме того, значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться путем приложения различного давления в процессе нагнетания.

Блок управления может управлять нагнетанием так, чтобы способствовать поуровневой заливке и продавке при пошаговом подъеме колонны заливочных труб по мере заливки.

Блок управления может быть выполнен с возможностью управления нагнетанием так, чтобы производить заливку с образованием выступа (барьера) между верхней и нижней областями изолирующего моста.

Таким образом, изолирующий состав в нижней и верхней областях создаваемого моста не проникнет глубоко в пласт, тогда как изолирующий состав в центральной области за счет большей подвижности проникнет глубже, тем самым создав некий барьер между нижней и верхней областями. Тем самым, можно увеличить то пространство в пласте, которое необходимо заполнить пластовой воде до достижения перфорационных отверстий. Более того, если затем провести перфорацию именно в верхней области моста, возникает дополнительное преимущество за счет того, что из-за наличия барьера градиент давления распространяется в первую очередь в нефтенасыщенную зону пласта, поэтому пластовая вода с меньшей интенсивностью движется в сторону интервала перфорации.

В других вариантах осуществления блок управления может управлять нагнетанием по какой-либо другой схеме, однако предпочтительно, чтобы конфигурация создаваемого изолирующего моста при этом предусматривала наличие ступенчатого или какого-либо иного барьера.

Конфигурация создаваемого изолирующего моста, вводимая в блок управления, может включать в себя текущее положение интервала перфорации, требуемые размеры нового интервала перфорации, данные об очертаниях создаваемого изолирующего моста, таблицу соответствия между уровнями в скважине и значениями подвижности изолирующего состава, подлежащего заливке на данные уровни, и т.д.

То есть блок управления может быть выполнен с возможностью определения положения выступа на основании введенной конфигурации создаваемого изолирующего моста и на основании параметров, хранимых в блоке памяти.

При этом блок управления может определять необходимый объем изолирующего состава отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.

Кроме того, если в блок управления введено лишь текущее положение интервала перфорации, блок управления может самостоятельно задавать положение и размеры барьера. Верхняя граница барьера может задаваться блоком управления на основании требуемых размеров нового интервала перфорации, вводимых в блок управления через блок ввода или предварительно определенных (сохраненных) в памяти блока управления (например, 1-2 м от кровли продуктивного пласта). Нижняя граница барьера может задаваться блоком управления согласно предварительно определенным схемам, сохраненным в нем. Например, нижняя граница барьера может задаваться посередине между верхней границей барьера и нижней границей всего создаваемого моста. В другом варианте осуществления нижняя граница барьера может отстоять на предварительно заданное расстояние от верхней. Чем меньше это расстояние, тем меньше расход изолирующего состава, но тем сложнее реализовать надлежащую заливку и продавку в пласт и тем менее надежен будет барьер.

Применение предлагаемой установки позволяет снизить подвижность подошвенных вод в вертикальном направлении, увеличить безводный период эксплуатации скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи, снизить затраты времени и ресурсов, избежать необходимости частого проведения водоизоляционных работ, а также увеличить автоматизацию процесса или, иными словами, повысить эффективность и надежность проведения водоизоляционных работ.

1. Установка для проведения водоизоляционных работ, содержащая:

- по меньшей мере одну емкость для хранения и подготовки по меньшей мере одного из следующего: воды, химических реагентов, технологических растворов и жидкостей и их компонентов,

- смесительный блок, соединенный с упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации,

- насосный блок, соединенный со смесительным блоком и упомянутой по меньшей мере одной емкостью и выполненный с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину, по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической жидкости,

- блок управления, соединенный со смесительным блоком, упомянутой по меньшей мере одной емкостью и насосным блоком и выполненный с возможностью управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину,

- блок ввода, соединенный с блоком управления и выполненный с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста, включающей в себя текущее положение интервала перфорации,

причем блок управления выполнен с возможностью регулировки параметров изолирующего состава и управления нагнетанием изолирующего состава в скважину на основании заданной конфигурации создаваемого изолирующего моста,

причем блок управления дополнительно выполнен с возможностью регулировки подвижности изолирующего состава так, чтобы на разные уровни вдоль интервала перфорации заливался изолирующий состав с разными значениями подвижности.

2. Установка по п. 1, дополнительно содержащая:

- блок нагрева, выполненный с возможностью нагрева одной или более емкостей, смесительных блоков или трубопроводов установки.

3. Установка по п. 1, дополнительно содержащая:

- блок измерения, соединенный с блоком управления, содержащий по меньшей мере один датчик для измерения параметров, связанных с работой установки, и выполненный с возможностью отправки результатов измерений в блок управления.

4. Установка по п. 1, дополнительно содержащая:

- блок памяти, выполненный с возможностью приема из блока управления и хранения контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ.

5. Установка по п. 1 или 4, дополнительно содержащая:

- блок вывода, выполненный с возможностью вывода контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ из блока управления и/или из блока памяти.

6. Установка по п. 1, в которой:

насосный блок дополнительно выполнен с возможностью заливки состава глушения в скважину ниже интервала перфорации.

7. Установка по п. 1, в которой:

насосный блок дополнительно выполнен с возможностью промывки внутреннего пространства скважины путем прокачки через нее промывочной жидкости.

8. Установка по п. 1, в которой:

насосный блок дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины глинокислотного раствора.

9. Установка по п. 1, в которой:

насосный блок дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины воды или технологической жидкости под давлением, заданным блоком управления, и

блок измерения дополнительно выполнен с возможностью измерения объемного расхода нагнетаемой в единицу времени жидкости, то есть текущей приемистости пласта.

10. Установка по п. 9, в которой:

блок управления дополнительно выполнен с возможностью сравнения полученной от блока измерения величины текущей приемистости пласта с максимально возможной величиной и, если текущая приемистость пласта отличается от максимально возможной на предварительно определенную величину, выдачи сигнала о необходимости повышения приемистости пласта.

11. Установка по п. 1, в которой:

изолирующим составом является цементный раствор.

12. Установка по п. 1, в которой:

блок управления дополнительно выполнен с возможностью определения объема приготавливаемого изолирующего состава отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.

13. Установка по п. 1, в которой:

блок управления дополнительно выполнен с возможностью управления нагнетанием так, чтобы способствовать поуровневой заливке и продавке при подъеме колонны заливочных труб по мере заливки.

14. Установка по п. 1, в которой:

блок управления дополнительно выполнен с возможностью управления нагнетанием так, чтобы производить заливку с образованием выступа между верхней и нижней областями изолирующего моста.

15. Установка по п. 14, в которой:

блок управления дополнительно выполнен с возможностью определения положения выступа на основании введенной конфигурации создаваемого изолирующего моста и на основании параметров, хранимых в блоке памяти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при испытании и ремонте нефтяных и газовых скважин с установкой цементного моста.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнений. Технический результат - повышение надежности изоляции зон осложнений, а также значительное сокращение времени на строительство скважины и материальных затрат. Способ включает вскрытие скважины в интервалах ствола скважины с зонами осложнений и укрепление стенок скважины профильными перекрывателями последовательно участками с уменьшением внутреннего диаметра установленных профильных перекрывателей. Участки вскрытия выбирают в разных интервалах ствола скважины с зонами осложнений и перекрывают их профильными перекрывателями полностью за одну спуско-подъемную операцию. Перекрыватели устанавливают с интервалом между собой. После нижнего перекрывателя бурят ствол скважины диаметром, позволяющим установить обсадную колонну требуемого диаметра. Первый участок вскрытия ниже кондуктора выполняют максимально возможным диаметром долота. Профильные перекрыватели устанавливают в скважине сразу после вскрытия зоны осложнения до насыщения фильтратом бурового раствора неустойчивых пород. Для этого расширение ствола скважины и кавернометрию не проводят. Толщину стенки профильных перекрывателей выбирают из условия воздействия на эти перекрыватели внутреннего и наружного давлений. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов. Способ включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, имеющих многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб. Причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм. При этом столб полностью или по меньшей мере частично блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов. Введение упомянутых твердых элементов засыпки у забоя скважины производят в последовательности по меньшей мере следующих этапов: осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм. Далее осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки. Осуществляют ведение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его. Техническим результатом является повышение эффективности сокращения неконтролируемого выделения углеводородов и фонтанирования. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх