RU2209928C1 - Способ изоляции зон поглощения в скважине - Google Patents
Способ изоляции зон поглощения в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2209928C1 RU2209928C1 RU2002114057A RU2002114057A RU2209928C1 RU 2209928 C1 RU2209928 C1 RU 2209928C1 RU 2002114057 A RU2002114057 A RU 2002114057A RU 2002114057 A RU2002114057 A RU 2002114057A RU 2209928 C1 RU2209928 C1 RU 2209928C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- cement
- grouting
- density
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов, при ремонтных работах. Обеспечивает повышение эффективности и безопасности цементирования при универсальности используемых тампонажных смесей. Сущность изобретения: устраняют негерметичность обсадной колонны, перфорированной в продуктивном слое, цементированием под давлением. Согласно изобретению, в скважину, в обсадную колонну, заполненную жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, при начальной приемистости не менее 150 м3/сут производят спуск и посадку установленного на опрессованных насосно-компрессорных трубах пакера с хвостовиком. Длина хвостовика 20-50 м, равна половине расстояния от среза хвостовика до интервала перфорации или негерметичности. Готовят и закачивают в подпакерную зону между буферными слоями тампонажную смесь плотностью 1,6-1,9 г/см3 и растекаемостью 20-24 см. Тампонажная смесь содержит поверхностно-активные вещества, реологические добавки и затворенный тампонажный цемент марки G. Продавливают тампонажную смесь технической водой при рабочем давлении 10-32 МПа. Выдерживают 24-48 ч при температуре 40-90oС. Стравливают в системе давление до атмосферного. Производят распакеровку и подъем пакера. 4 з.п.ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов, при ремонтных работах.
Известен способ закачивания скважин, включающий закачку между порциями цемента слоя вязкоупругого состава, который под воздействием гидростатического давления в скважине сжимается, плотно прилегая к стенкам скважины, проникает в поры слоев цементного камня и герметизирует проход флюидов в заколонное пространство. Вязкоупругий состав размещают над продуктивным пластом, с условием передачи на нижнюю отметку вязкоупругого состава гидростатического давления столбов вышележащего цементного раствора (1).
Известен способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку из-под пакера в надпакерную зону в затрубное пространство двух смешивающихся составов, образующих высоковязкую систему, содержащую шлам из присадок к маслам, синтетические жирные кислоты (СЖК), отработанные нефтепродукты 1-2%, хлористый кальций, сульфат и карбонат натрия и бентонитовую глину. Смесь поднимается в надпакерное пространство и эффективно герметизирует неплотности в цементном камне. Вязкая структура смеси обеспечивает герметизацию межколонного пространства от прохождения газовых флюидов (2).
Известен тампонирующий состав для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи карбонатной породы, содержащей, мас.%: резиновую крошку 1,5-3,5; масло 0,5-10, поверхостно-активные вещества (ПАВ) 0,1-5, нефть - остальное (3). При закачке состава в скважину улучшается капиллярное всасывание его в карбонатную породу и тампонирование пор смесью резины с компонентами, вследствие чего происходит изоляция водонасыщенной части коллектора.
Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн. Способ включает закачку в зону изоляции минерального вяжущего вещества жидкого стекла и в качестве жидкости отверждения раствора хлористого кальция. Закачку реагентов в скважину производят одновременно раздельно до образования геля, затем создают блокирующую оторочку, с последующим докреплением цементным раствором. Известный способ позволяет герметизировать эксплуатационные колонны в интервале залегания водоносных песчаников в сроки проведения ремонтно-восстановительных работ (2-3 недели) (4).
Однако в процессе капитального ремонта скважин приходится ликвидировать различные источники водопритока в скважину.
Вследствие этого требуется применение универсального технологического процесса и оборудования, позволяющего проводить ремонтные работы с различными тампонажными смесями при различных геологических и технических условиях.
Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности и безопасности цементирования, при универсальности используемых тампонажных смесей.
Указанная техническая задача решена способом изоляции зон поглощения в скважине, включающем устранение негерметичности обсадной колонны, перфорированной в продуктивном слое, цементированием под давлением, согласно изобретению, в скважину, в обсадную колонну, заполненную жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, при начальной приемистости не менее 150 м3/сут, производят спуск и посадку установленного на опрессованных насосно-компрессорных трубах пакера с хвостовиком длиною 20-50 м, равной половине расстояния от среза хвостовика до интервала перфорации или негерметичности, затем готовят и закачивают в подпакерную зону между буферными слоями тампонажную смесь плотностью 1,6-1,9 г/см3 и растекаемостью 20-24 см, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ), реологические добавки и затворенный тампонажный цемент марки G, после чего продавливают тампонажную смесь технической водой при рабочем давлении 10-32 МПа, выдерживают 24-48 ч, при температуре 40-90oС, затем стравливают в системе давление до атмосферного, производят распакеровку и подъем пакера.
Указанная задача решена также тем, что для ускорения процесса принудительного отверждения тампонажной смеси фильтруют жидкость отверждения сквозь нее, в качестве которой используют техническую воду в соотношении с тампонажной смесью 1:1,5, с добавкой ПАВ: проксамина или проксанола 106, в количестве 0,1-0,15%, и гидролизатора: соды или щелочи, в количестве 0,3-0,4% от объема жидкости отверждения со временем отверждения - до 36 ч.
Указанная задача решена также тем, что для изоляции зон поглощения с водопритоком, в скважине, в обсадной колонне, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, используют тампонажную смесь, содержащую, в мас.%: ПАВ 0,1-0,3; чистую безводную нефть 30-45; полимер сульфацел 0,05-1,0; и цемент марки G - остальное, при этом буферные слои содержат нефть.
Указанная задача решена также тем, что для изоляции зон поглощения с заколонной циркуляцией, в скважине, в обсадной колонне, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, используют тампонажную смесь, содержащую, в мас. %: ПАВ 0,1-0,5; пресную воду 15-50; полимер PAC-LV 0,3-0,5; пластификатор сульфацел или С3 0,1-0,5; асбест хризотиловый 0,3-0,5; цемент марки G - остальное, при этом буферные слои содержат техническую воду, обработанную поверхностно-активным веществом 0,1-0,5.
Указанная задача решена также тем, что для изоляции зон поглощения с агрессивной средой в скважине при ликвидации негерметичности обсадной колонны, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост и при этом используют тампонажную смесь, содержащую, в мас. %: ПАВ 0,1-0,5; силикат или метасиликат натрия 30-35; пресную воду 45-50; полимер PAC-LV 0,3-0,5; пластификатор сульфацел или С3 0,1-0,5; асбест хризотиловый 0,3-0,5; цемент марки G - остальное, при этом буферные слои содержат ускорители схватывания тампонажной смеси.
Заявленное изобретение соответствует требованию единства изобретения, поскольку предложенная совокупность оптимальных параметров способа и тампонажной смеси при осуществлении различных видов изоляции зон поглощения решает единую задачу с получением единого технического результата. Технический результат, полученный при реализации предложения, заключается в следующем:
- начальная приемистость пласта при данном способе достаточна 150-200 м3/сут, по сравнению с требуемой величиной 400 м3/сут, при ранее проводимых работах;
- увеличен спектр выполняемых задач по ликвидации водопритоков за счет увеличения массы доставляемой смеси и конечного давления (32 МПа);
- повышение защиты обсадных колонн от высоких давлений на 100%;
- широкие реологические показатели тампонажной смеси выбранных составов позволяют доставлять ее в низкопроницаемые обводненные участки пласта в необходимом количестве;
- ограничивается переток из пласта в пласт, водоприток по монолитным пластам при перемычках менее 1 м, уменьшается общее время проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) (24-48 ч) за счет исключения повторного тампонировния;
- использование способа на месторождениях Западной Сибири позволяет увеличить его эффективность с 52 до 78% (условно эффективной считается операция, после которой получен дополнительный рост добычи нефти более 3 т/сут.);
- по предложенному способу проведено 96 процессов РИР на месторождениях Нижневартовского района Тюменской области в скважинах, с вышеуказанным результатом, что позволяет считать предложение заявителя соответствующим критерию: "промышленная применимость".
- начальная приемистость пласта при данном способе достаточна 150-200 м3/сут, по сравнению с требуемой величиной 400 м3/сут, при ранее проводимых работах;
- увеличен спектр выполняемых задач по ликвидации водопритоков за счет увеличения массы доставляемой смеси и конечного давления (32 МПа);
- повышение защиты обсадных колонн от высоких давлений на 100%;
- широкие реологические показатели тампонажной смеси выбранных составов позволяют доставлять ее в низкопроницаемые обводненные участки пласта в необходимом количестве;
- ограничивается переток из пласта в пласт, водоприток по монолитным пластам при перемычках менее 1 м, уменьшается общее время проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) (24-48 ч) за счет исключения повторного тампонировния;
- использование способа на месторождениях Западной Сибири позволяет увеличить его эффективность с 52 до 78% (условно эффективной считается операция, после которой получен дополнительный рост добычи нефти более 3 т/сут.);
- по предложенному способу проведено 96 процессов РИР на месторождениях Нижневартовского района Тюменской области в скважинах, с вышеуказанным результатом, что позволяет считать предложение заявителя соответствующим критерию: "промышленная применимость".
Проведенный авторами поиск по патентам и научно-техническим источникам не выявил аналогов для способа и смеси, характеризуемых совокупностью признаков, идентичных по своим свойствам и полученному результату, что позволяет считать предложение заявителя соответствующим критерию: "изобретательский уровень".
При сравнении предложения заявителя с прототипом выявлено, что предложенный способ отличается последовательностью операций, их оптимальными параметрами по локализации определенной зоны скважины и закачки в нее определенного тампонажного состава, с одновременным и непрерывным его изготовлением и использованием, что соответствует критерию: "новизна".
Суть изобретения заключается в том, что были выбраны и отработаны оптимальные и универсальные параметры операций цементирования в сочетании с техническими и реологическими свойствами тампонажных смесей, позволяющие осуществлять изоляцию различных видов водопритоков в скважину.
Относительные размеры хвостовиков пакера и подпакерной зоны связаны с расходом подаваемой смеси с ее плотностью, текучестью, живучестью при давлении продавки и температуре в скважине, обусловленные реологическими и тиксотропными свойствами тампонажных составов. Длина хвостовика, вдвое меньшая расстояния, до перфорации или негерметичности, обусловлена также защитой хвостовика от прихватывания застывающим цементом. Длина хвостовика и оптимальный объем жидкости под хвостовиком установлены экспериментально и практическим путем для описываемых характеристик смеси.
Как экспериментально было установлено для обеспечения текучести смеси во время закачки ее плотность находится в пределах 1,6-1,9 г/см3. Меньшая плотность приводит к быстрому растеканию смеси при недостаточном времени связывания цементом воды и к плохим тиксотропным свойствам цементного камня. Большая плотность затрудняет закачку достаточного объема тампонажной смеси. Характеристика - растекаемость 20-24 см - связана со временем доставки цемента в место негерметичности до момента его загустевания и является приемным критерием приготовления смеси в процессе осуществления способа.
Для снижения поверхностного натяжения жидкости в порах породы при проникновении в них суспензии тампонажной смеси, а также для улучшения гомогенности смеси при приготовлении ее состав тампонажной смеси содержит ПАВ в пределах 0,1-0,5%.
Время живучести тампонажной смеси при закачке, время ее проникновения в негерметичность и застывания обуславливает время проведения операции за 24-48 ч при температуре в скважине 40-90oС .
Для исключения контакта тампонажной смеси с продавочной жидкостью (технической водой) смесь продавливается буферными слоями, содержащими жидкость, нейтральную к тампонажной смеси.
Скважины Нижневартовского месторождения глубиной до 3000 м преимущественно заполнены технической, подтоварной водой для уравновешивания пластового давления, что обуславливает условия проведения способа локального тампонировани при РИР, в среде с плотностью 1,02-1,23 г/см3 и давлении 10-32 МПа. Начальная приемистость до 150 м3/сут при давлении 10 МПа необходима для полного продавливания тампонажной смеси в зону поглощения. Величина рабочего давления выше 32 МПа опасна для системы и оборудования.
Успех данного способа во многом зависит от выяснения причин, характера перетоков. Поэтому проведение геофизических исследований скважины (ГИС) как перед проведением, так и после проведения РИР обязательно. Для различных видов перетоков производится подбор изоляционного состава и проводятся основные операции РИР:
1. Системой предварительной очистки (СПО) - скребком и шаблоном (диаметр которых соответствует диаметру обсадной колонны скважины) очищают стенки обсадной колонны в месте посадки пакера.
1. Системой предварительной очистки (СПО) - скребком и шаблоном (диаметр которых соответствует диаметру обсадной колонны скважины) очищают стенки обсадной колонны в месте посадки пакера.
2. Производят спуск пакера с хвостовиком L1 = 20-50 м, на технологических насосно-компрессорных трубах (НТК) диаметром 73 мм, опрессованных на допустимое давление продавки. Нижний срез хвостовика на L2 = 40-100 м выше интервала перфорации специальных дыр негерметичности. Таким образом, на обсадную колонну максимальное избыточное давление продавки действует лишь в подпакерной зоне.
3. Оборудуют устье скважины специальным промывочным и технологическим оборудованием.
4. Опрессовывают пакер и специальный промывочный узел (превентор или промывочную головку) на давление опрессовки обсадной колонны. При герметичности обсадной колонны и специального промывочного узла снижают давление до 5-6 МПа (противодавление на пакер во избежание его срыва; возврат в транспортное положение при проведении РИР).
5. Опрессовывают нагнетательную линию перед проведением РИР (во избежание разрыва коммуникаций).
6. Проверяют приемистость и по результатам уточняют объем тампомажного материала. Перед проведением РИР приемистость должна составлять не менее 150 м3/сут.
7. Приготавливают и закачивают тампонажную смесь в скважину. Плотность смеси 1,6-1,9 г/см3. Используют буферные жидкости до и после тампонажно-изолирующего состава во избежание смешивания тампонажной смеси с жидкостью, находящейся в скважине, что непосредственно влияет на качество тампонажной смеси и соответственно на конечный результат проводимой операции.
8. Продавливают тампонажную смесь продавочной жидкостью до верхних отверстий перфорации или негерметичности.
9. После этого скважину оставляют на ОЗЦ (ожидание застывания цемента) под конечным давлением продавки на 24-48 ч, при температуре в скважине 40-90oС.
В случае непродавливания расчетного объема продавочной жидкости (давление "стоп" = 32 МПа) приводят пакер в транспортное положение и вымывают остатки тампонажной смеси "обратной" промывкой (срезка), затем производят подъем пакера на безопасную высоту (250 - 300 м от глубины первоначальной установки пакера). ОЗЦ проводят под давлением 5 МПа.
При аналогичности и последовательности операций способа для различных вариантов зон негерметичности используются оптимальные для данных условий тампонажные смеси.
Примеры изоляции зон поглощения в скважине при РИР даны на фиг. 1-6. На фиг. 1 и 2 - РИР по ограничению водопритока закачкой нефтецементной тампонажной смеси (отключение обводненного пласта). На фиг.3 и 4 - РИР по ликвидации заколонной циркуляции ("сверху", "снизу"). На фиг.5 и 6 - РИР по ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине с агрессивной средой.
Пример 1 (фиг. 1 и 2)
Изоляция зон обводнившихся участков продуктивного пласта производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3. Для низкопроницаемых коллекторов используют нефтецементный состав, который, взаимодействуя с минимальным количеством воды в трещинах пласта, образует прочный цементный камень, блокируя пути пластовой воды в скважину. Нефтецемент отключает часть обводнившихся пропластков и остается нейтральным к его нефтяной части. Закачивают в подпакерную зону между двумя буферными слоями из нефти тампонажную смесь растекаемостью - 22-24 см, следующего состава: нефть 30-45%, полимер 0,05-0,1%, ПАВ 1-3%, цемент марки G - остальное. Продавливают при давлении до 32 МПа и выдерживают 36-48 ч при температуре 40-70oС. После подъема пакера забойным двигателем прорабатывают интервал перфорации. Затем производят перфорацию интервалов нефтяных залежей и освоение методом свабирования.
Изоляция зон обводнившихся участков продуктивного пласта производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3. Для низкопроницаемых коллекторов используют нефтецементный состав, который, взаимодействуя с минимальным количеством воды в трещинах пласта, образует прочный цементный камень, блокируя пути пластовой воды в скважину. Нефтецемент отключает часть обводнившихся пропластков и остается нейтральным к его нефтяной части. Закачивают в подпакерную зону между двумя буферными слоями из нефти тампонажную смесь растекаемостью - 22-24 см, следующего состава: нефть 30-45%, полимер 0,05-0,1%, ПАВ 1-3%, цемент марки G - остальное. Продавливают при давлении до 32 МПа и выдерживают 36-48 ч при температуре 40-70oС. После подъема пакера забойным двигателем прорабатывают интервал перфорации. Затем производят перфорацию интервалов нефтяных залежей и освоение методом свабирования.
Получение тампонажной смеси производится следующим способом:
Для условий Нижневартовского региона нефтецементную смесь готовят путем затворения тампонажного цемента на безводной нефти или дизельном топливе. На тонну цемента берется 300-400 л дизтоплива или нефти, с примесью воды не более 1%. В качестве ПАВ используют 1-3 л дисольвана или превоцела, или ОП-4. Смесь перемешивают в осреднительной емкости с одновременным добавлением пластификатора 5-10 кг и контролируют растекаемость не менее 22-24 см и плотность 1,75 г/см3.
Для условий Нижневартовского региона нефтецементную смесь готовят путем затворения тампонажного цемента на безводной нефти или дизельном топливе. На тонну цемента берется 300-400 л дизтоплива или нефти, с примесью воды не более 1%. В качестве ПАВ используют 1-3 л дисольвана или превоцела, или ОП-4. Смесь перемешивают в осреднительной емкости с одновременным добавлением пластификатора 5-10 кг и контролируют растекаемость не менее 22-24 см и плотность 1,75 г/см3.
Для принудительного отверждения готовят смесь с добавлением проксанола-106 - 10 л и соды 30 кг. Все параметры на выходе обеспечивают осуществление предложенного способа. Изготовление и закачка смеси разделены по времени или производятся практически одновременно в зависимости от времени операций способа.
Пример 2 (фиг.3 и 4)
Ликвидация зон межпластовых перетоков производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью с плотностью 1,02-1,23 г/см3, и промытое пространство заполняется тампонажным раствором. В подпакерную зону между двумя буферными слоями из воды, обработанной неонолом 0,1-0,5%, продавливают тампонажную смесь, мас. %: пресная вода 45-50; полимер 0,3-0,5; пластификатор 0,1-0,5; асбест хризотиловый 0,3-0,5; цемент марки G с растекаемостью 20-24 см - остальное. Смесь продавливают давлением до 32 МПа до интервала перфорации и выдерживают 24 ч при температуре 40-70oС. После подъема пакера винтовым забойным двигателем разбуривают цементный стакан в интервале перфорации, перфорируют нефтяную часть пласта и осваивают скважину методом свабирования.
Ликвидация зон межпластовых перетоков производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью с плотностью 1,02-1,23 г/см3, и промытое пространство заполняется тампонажным раствором. В подпакерную зону между двумя буферными слоями из воды, обработанной неонолом 0,1-0,5%, продавливают тампонажную смесь, мас. %: пресная вода 45-50; полимер 0,3-0,5; пластификатор 0,1-0,5; асбест хризотиловый 0,3-0,5; цемент марки G с растекаемостью 20-24 см - остальное. Смесь продавливают давлением до 32 МПа до интервала перфорации и выдерживают 24 ч при температуре 40-70oС. После подъема пакера винтовым забойным двигателем разбуривают цементный стакан в интервале перфорации, перфорируют нефтяную часть пласта и осваивают скважину методом свабирования.
Использование указанной тампонажной смеси обусловлено геологическими условиями тампонирования Нижневартовского района. Смесь готовят путем затворения тампонажного цемента марки G на пресной воде. На 1 т цемента берут 450-500 л воды. В качестве ПАВ используют 1-5 л неонола. Смесь перемешивают в осреднительной емкости с добавлением 1-5 кг пластификатора, 3-5 кг полимера и при необходимости 3-5 кг асбеста хризатилового. Контролируют растекаемость не менее 20-24 см и плотность 1,75 г/см3. Исходя из условий тампонирования для каждого конкретного случая, возможно добавление ускорителя схватывания проксанола-106 в объеме до 10 л. Изготовление и закачка смеси разделены по времени или проводятся практически одновременно, в зависимости от времени операции способа.
Пример 3 (фиг.5 и 6)
При ликвидации негерметичности обсадной колонны, в условиях агрессивной среды, когда закачиваемая тампонажная смесь размывается потоком, не успевая застыть, используют водоизолирующий экран из силиката или метасиликата, с докреплением цементом или асбоцементом. Ликвидация негерметичности производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью с плотностью 1,02-1,23 г/см3. Все операции способа аналогичны с примером 1 и 2. Но подпакерную зону ограничивают пакером и мостом, ниже интервала негерметичности. Готовят и закачивают в подпакерную зону между двумя отвердительными (техническая вода, обработанная 15% хлористым кальцием) и двумя буферными (техническая вода, обработанная 0,1-0,5% неонолом) слоями смесь следующего состава в мас.%: силикат или метосиликат натрия - 30; пресная вода 45-50; полимер 0,3-0,5; пластификатор 0,1-0,5; асбест хризотиловый 3-5; цемент марки G с растекаемостью 20-24 см - остальное. Давление продавливания до 32 МПа, время выдержки 24 ч. После подъема пакера винтовым забойным двигателем разбуривают интервал негерметичности, опрессовывают скважину снижением уровня, разбуривают отсекающий мост, проводят освоение скважины свабированием.
При ликвидации негерметичности обсадной колонны, в условиях агрессивной среды, когда закачиваемая тампонажная смесь размывается потоком, не успевая застыть, используют водоизолирующий экран из силиката или метасиликата, с докреплением цементом или асбоцементом. Ликвидация негерметичности производится из обсадной колонны, заполненной жидкостью с плотностью 1,02-1,23 г/см3. Все операции способа аналогичны с примером 1 и 2. Но подпакерную зону ограничивают пакером и мостом, ниже интервала негерметичности. Готовят и закачивают в подпакерную зону между двумя отвердительными (техническая вода, обработанная 15% хлористым кальцием) и двумя буферными (техническая вода, обработанная 0,1-0,5% неонолом) слоями смесь следующего состава в мас.%: силикат или метосиликат натрия - 30; пресная вода 45-50; полимер 0,3-0,5; пластификатор 0,1-0,5; асбест хризотиловый 3-5; цемент марки G с растекаемостью 20-24 см - остальное. Давление продавливания до 32 МПа, время выдержки 24 ч. После подъема пакера винтовым забойным двигателем разбуривают интервал негерметичности, опрессовывают скважину снижением уровня, разбуривают отсекающий мост, проводят освоение скважины свабированием.
Смесь готовят путем затворения тампонажного цемента марки G на пресной воде. На 1 т цемента берут 450-500 л воды. В качестве ПАВ используют 1 - 5 л неонола. Смесь перемешивают в осреднительной емкости с добавлением 1-5 кг пластификатора, 3-5 кг полимера, 30-50 кг асбеста хризатилового и метасиликата натрия 300 кг. Контролируют растекаемость не менее 20-24 см и плотность 1,7 г/см3. Изготовление и закачка смеси разделены по времени или проводятся практически одновременно в зависимости от времени операции способа.
Источники информации:
1. Патент РФ 2018629 кл. Е 21 В 33/13 опубл. 30.08.94 г.
1. Патент РФ 2018629 кл. Е 21 В 33/13 опубл. 30.08.94 г.
2. Патент РФ 2144130 кл. Е 21 В 33/138 опубл. 10.01.01 г.
3. Патент РФ 2139412 кл. Е 21 В 33/138 опубл. 29.12.98 г.
4. Патент РФ 2116432 кл Е 21 В 33/13 опубл. 27.07.98 г. (прототип).
Claims (5)
1. Способ изоляции зон поглощения в скважине, включающий устранение негерметичности обсадной колонны, перфорированной в продуктивном слое, цементированием под давлением, отличающийся тем, что в скважину, в обсадную колонну, заполненную жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, при начальной приемистости не менее 150 м3/сут. , производят спуск и посадку установленного на опрессованных насосно-компрессорных трубах пакера с хвостовиком длиной 20-50 м, равной половине расстояния от среза хвостовика до интервала перфорации или негерметичности, затем готовят и закачивают в подпакерную зону между буферными слоями тампонажную смесь плотностью 1,6-1,9 г/см3 и растекаемостью 20-24 см, содержащую поверхностно-активные вещества - ПАВ, реологические добавки и затворенный тампонажный цемент марки G, после чего продавливают тампонажную смесь технической водой при рабочем давлении 10-32 МПа, выдерживают 24-48 ч, при температуре 40-90oС, затем стравливают в системе давление до атмосферного, производят распакеровку и подъем пакера.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для ускорения процесса принудительного отверждения тампонажной смеси фильтруют жидкость отверждения сквозь нее, в качестве которой используют техническую воду, в соотношении с тампонажной смесью 1: 1,5, с добавкой ПАВ: проксамина или проксанола 106 в количестве 0,1-0,15%, и гидролизатора: соды или щелочи в количестве 0,3-0,4% от объема жидкости отверждения со временем отверждения до 36 ч.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для изоляции зон поглощения с водопритоком в скважине, в обсадной колонне, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, используют тампонажную смесь, содержащую, мас. %:
ПАВ - 0,1 - 0,3
Чистая безводная нефть - 30 - 45
Полимер сульфацел - 0,05 - 1,0
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат нефть.
ПАВ - 0,1 - 0,3
Чистая безводная нефть - 30 - 45
Полимер сульфацел - 0,05 - 1,0
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат нефть.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для изоляции зон поглощения с заколонной циркуляцией, в скважине, в обсадной колонне, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, используют тампонажную смесь, содержащую, мас. %:
ПАВ - 0,1 - 0,5
Пресная вода - 15 - 50
Полимер PAC-LV - 0,3 - 0,5
Пластификатор сульфацел или С3 - 0,1 - 0,5
Асбест хризотиловый - 0,3 - 0,5
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат техническую воду, обработанную поверхностно-активным веществом 0,1-0,5.
ПАВ - 0,1 - 0,5
Пресная вода - 15 - 50
Полимер PAC-LV - 0,3 - 0,5
Пластификатор сульфацел или С3 - 0,1 - 0,5
Асбест хризотиловый - 0,3 - 0,5
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат техническую воду, обработанную поверхностно-активным веществом 0,1-0,5.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для изоляции зон поглощения с агрессивной средой, в скважине, при ликвидации негерметичности обсадной колонны, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост и при этом используют тампонажную смесь, содержащую, мас. %:
ПАВ - 0,1 - 0,5
Силикат или метасиликат натрия - 30 - 35
Пресная вода - 45 - 50
Полимер PAC-LV - 0,3 - 0,5
Пластификатор сульфацел или С3 - 0,1 - 0,5
Асбест хризотиловый - 0,3 - 0,5
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат ускорители схватывания тампонажной смеси.
ПАВ - 0,1 - 0,5
Силикат или метасиликат натрия - 30 - 35
Пресная вода - 45 - 50
Полимер PAC-LV - 0,3 - 0,5
Пластификатор сульфацел или С3 - 0,1 - 0,5
Асбест хризотиловый - 0,3 - 0,5
Цемент марки G - Остальное
при этом буферные слои содержат ускорители схватывания тампонажной смеси.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002114057A RU2209928C1 (ru) | 2002-05-30 | 2002-05-30 | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002114057A RU2209928C1 (ru) | 2002-05-30 | 2002-05-30 | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2209928C1 true RU2209928C1 (ru) | 2003-08-10 |
Family
ID=29246679
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002114057A RU2209928C1 (ru) | 2002-05-30 | 2002-05-30 | Способ изоляции зон поглощения в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2209928C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471062C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2471061C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2525408C1 (ru) * | 2013-03-29 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты) |
| RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
| RU2584256C1 (ru) * | 2015-04-09 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой |
| RU2612040C2 (ru) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Полимер-эмульсионный буровой раствор |
| RU2730157C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины |
-
2002
- 2002-05-30 RU RU2002114057A patent/RU2209928C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471062C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2471061C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2525408C1 (ru) * | 2013-03-29 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты) |
| RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
| RU2612040C2 (ru) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Полимер-эмульсионный буровой раствор |
| RU2584256C1 (ru) * | 2015-04-09 | 2016-05-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой |
| RU2730157C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7363976B1 (en) | Well remediation using downhole slurry | |
| NO318614B1 (no) | Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging. | |
| CN107235691B (zh) | 一种封堵恶性漏失地层裂缝的堵漏剂及其制备方法 | |
| US4386806A (en) | Well repair for in situ leaching | |
| RU2209928C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| RU2116432C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2675825C2 (ru) | Способ аэродинамического инъектирования гидроизоляционного состава при проведении работ по внутригрунтовой защите строительных объектов | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2746918C2 (ru) | Способ ликвидации подземных хранилищ пластового углеводородного сырья с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах, в том числе многолетнемерзлых, а также в природнообразующихся карстовых пустотах | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| CN107882544A (zh) | 一种针对碳酸盐胶结型砂岩稠油井的混合释热解堵方法 | |
| RU2341645C1 (ru) | Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта | |
| RU2348793C1 (ru) | Способ герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом | |
| CA3048404A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| RU2488692C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| Daw et al. | Grouting for ground water control in underground mining | |
| RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| RU2361062C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра | |
| RU2224875C2 (ru) | Способ ограничения притока воды в добывающие скважины | |
| RU2211305C1 (ru) | Способ восстановления герметичности обсадных колонн | |
| RU2333346C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070531 |