Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин. Предложенный вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах состоит из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды, содержит, мас. %: переработанная бумажная продукция (измельченная макулатура) 15, полиакриламид 5, вода - остальное. Техническим результатом является улучшение технологических свойств состава: повышение эффективности снижения приемистости интервала негерметичности, а также уменьшение затрат времени на подготовку состава перед закачкой в скважину и сшивание состава в пласте. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Известен вязкоупругий состав для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа⋅с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас. ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100 (патент RU 2494228).

В данном решении из-за затворения состава с добавлением глинопорошка образовавшийся цементный камень может иметь пустоты. Пустоты связаны с образованием трещин в местах плохого сцепления цемента с породой.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах, в состав которого входят, мас. %: полиакриламид 0,3-1, сшивающий агент - уротропин или формалин 1-3, соляную кислоту 0,5-1,5, наполнитель - лигнин или древесные опилки хвойных пород 1-4, вода - остальное (патент RU 2147672).

Недостатком данного состава является то, что при таком наборе ингредиентов необходимо производить подготовку смеси путем перемешивания и поэтапного добавления всех компонентов перед закачкой в скважину с последующим ожиданием загустевания (сшивания) состава после закачки в пласт (при температуре 20°C сшивка начинается через 15-24 ч, при 70°C время образования ВУСа составляет 1,5-2,5 ч). А также один из компонентов соляная кислота является едким веществом.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является улучшение технологических свойств состава: повышение эффективности снижения приемистости интервала негерметичности, а также уменьшение затрат времени на подготовку состава перед закачкой в скважину и сшивание состава в пласте.

Данная задача решается за счет того, что вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах, включающий полиакриламид и воду, дополнительно содержит в качестве кольматанта переработанную бумажную продукцию при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Подготовка смеси происходит путем одновременного добавления всех компонентов и не требует последующего ожидания загустевания (сшивания) состава в пласте. Применяемые компоненты не токсичны, не относятся к едким веществам.

После определения приемистости по негерметичному интервалу, перед закачкой цементного раствора производится приготовление и закачка вязкоупругого состава. Приготовление состава происходит путем равномерного добавления и перемешивания в пресной (технической) воде полиакриламида и переработанной бумажной продукции, которая служит кольматантом при проникновении в поглощающий интервал, а полиакриламид необходим для образования необходимой вязкости состава с целью предотвращения оседания переработанной бумажной продукции в технологических трубах и образования пробки. Закачка расчетного объема состава в скважину производится одновременно с его приготовлением. После закачки расчетного объема в технологические трубы, состав прокачивают до воронки и продавливают непосредственно в негерметичный интервал до достижения необходимого давления для дальнейшей закачки цементного раствора. Излишки состава вымываются методом обратной промывки.

Рост давления происходит при продавливании состава в негерметичный интервал за счет образования составом экрана, заполнения пустот и трещин в породе за эксплуатационной колонной и их кольматации.

Для проверки эффективности действия предлагаемого вязкоупругого состава были проведены работы по устранению 4 интервалов негерметичности эксплуатационных колонн на 4 скважинах. Результаты работ приведены в таблице 1.

Представленные в таблице результаты исследований позволяют сделать вывод, что применение вязкоупругого состава эффективно и позволяет снизить приемистость интервалов негерметичности в 2-2,5 раза.

Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах, включающий полиакриламид и воду, отличающийся тем, что в качестве кольматанта используется переработанная бумажная продукция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Переработанная бумажная продукция
(измельченная макулатура) 15
Полиакриламид 5
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин. Предложенный вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах состоит из переработанной бумажной продукции и полиакриламида на основе пресной воды, содержит, мас. : переработанная бумажная продукция 15, полиакриламид 5, вода - остальное. Техническим результатом является улучшение технологических свойств состава: повышение эффективности снижения приемистости интервала негерметичности, а также уменьшение затрат времени на подготовку состава перед закачкой в скважину и сшивание состава в пласте. 1 табл.

Наверх