RU2519262C1 - Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами - Google Patents
Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2519262C1 RU2519262C1 RU2012151072/03A RU2012151072A RU2519262C1 RU 2519262 C1 RU2519262 C1 RU 2519262C1 RU 2012151072/03 A RU2012151072/03 A RU 2012151072/03A RU 2012151072 A RU2012151072 A RU 2012151072A RU 2519262 C1 RU2519262 C1 RU 2519262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- well
- formation
- sodium silicate
- volume
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N Sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 16
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 7
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N silicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 abstract 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 abstract 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 abstract 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 16
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 210000003746 Feathers Anatomy 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 241000167880 Hirundinidae Species 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- -1 crack Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов.
Известен способ повторного (исправительного) цементирования - метод Скотта, который основан на том, что если имеются пути поступления посторонней воды в скважину, то, создавая противодавлением обратный ток жидкости, можно закачать цементный раствор, заполнив им эти каналы (Завацкий М.А. Крепление нефтяных скважин, Баку, 1948 г., с.168-174). В России этот способ ассоциируется с именем Байбакова Н.К. (Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1982 г., с.16-18). Способ позволяет изолировать источники обводнения, характеризующиеся относительно невысокой проницаемостью. Недостатком этого метода является то, что он не способен изолировать без давления пласты, отличающиеся высокой проницаемостью, так как цементный раствор в подобных пластах успевает растечься, утратив сплошность заполнения каналов раствором, до того момента как начнет схватываться. Цемент затвердевает в канале-обводнителе не сплошным камнем, а в виде корки, и в отдалении от ствола скважины.
Для борьбы с поглощениями бурового раствора при строительстве скважин применяют быстросхватывающиеся тампонажные смеси. Быстросхватывающиеся смеси, попав в трещины и каверны, меньше разбавляются пластовыми водами или буровым раствором, и после доставления их к месту поглощения интенсивно загустевают и затвердевают в камень.
Наиболее близким аналогом изобретению является способ борьбы с поглощениями с использованием быстросхватывающегося цементного раствора, включающего в качестве ускорителя схватывания хлористый кальций (СаСl2) в количестве от 2 до 3% от массы цемента. Начало схватывания раствора сокращается от 30 до 60 мин (Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1982 г., с.220). Способ позволяет изолировать пласты с поровым коллектором, характеризующимся средней проницаемостью. Недостатком этого способа является то же самое, что и для метода Скотта. Быстросхватывающийся цементный раствор после заполнения им высокопроницаемого коллектора чаще всего успевает растечься до того, как начнет схватываться, т.к. времени для растекания потребуется значительно меньше, чем для наступления срока начала схватывания. Увеличение концентрации ускорителя схватывания в цементном растворе чревато созданием аварийной ситуации, при которой цементный раствор может начать структурирование в технологических трубах.
Техническими задачами заявляемого изобретения являются повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья.
Поставленная техническая задача решается способом изоляции пластов цементо-силикатными растворами, включающим нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Новым является то, что тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7.
Предлагаемый способ изоляции пластов цементосиликатными растворами (ЦСР) основан на способности силикатов щелочных металлов (жидкое стекло) резко ускорять структурообразование (загустевание) цементного раствора [Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин, М., Недра, 1982 г., с.220]. В способе ЦСР используются следующие реагенты: портландцемент тампонажный (ГОСТ 1581-96), силикат натрия (жидкое стекло) (ГОСТ 13078-81, ТУ 2145-010-43811938-97 и т.д.) и древесная мука (ГОСТ 16361-87). Смешение цементного раствора с жидким стеклом в пластовых условиях приводит к резкому ускорению структурирования раствора, он мгновенно теряет текучесть, начинает схватываться с последующим твердением. Частицы древесной муки (ДМ), смоченные жидким стеклом, при внедрении в цементный раствор исполняют роль дополнительного центра (ядра) структурирования раствора. В процессе циклической последовательно-чередующейся закачки цементно-силикатных растворов в проводящем канале (пора, трещина, каверна, заколонное пространство), стенки которого поочередно смачиваются жидким стеклом и цементным раствором, на относительно коротком участке и за малый временной интервал наращивается цементный камень, сужая канал вплоть до полного его блокирования. По окончании закачки последняя порция цементного раствора не имеет возможности растечься по каналам, т.к. они или уже блокированы или же заполнены жидким стеклом, при контакте с которым цементный раствор мгновенно теряет текучесть и начинает схватываться.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы авторам не известна заявленная совокупность действий и порядок их выполнения во времени, влияющих на получение технического результата, и, следовательно, предлагаемый способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами отвечает критериям «новизна» и «промышленная применимость».
На графическом материале представлена схема размещения тампонажной техники при технологии изоляции пластов ЦСР (см. чертеж).
Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами реализуется следующим образом:
1. Подготовить скважину к изоляции пластов ЦСР:
1.1. для изоляции зон поглощения бурового раствора при бурении скважин:
- определить интервал и величину поглощения бурового раствора;
- установить открытый конец бурового инструмента на 15 м выше зоны поглощения;
(Примечание: при отсутствии циркуляции бурового раствора рекомендуется производить работы с пакером, установив его ниже уровня бурового раствора в плотных породах и на 15 м выше зоны поглощения или в кондукторе (тех. колонне));
1.2. для ликвидации заколонной циркуляции при капитальном ремонте скважин:
- произвести геофизические исследования по определению источника обводнения;
- перфорировать до 2 м эксплуатационной колонны (спец. отверстия) в кровле водоносного пласта - источника обводнения (если заколонные перетоки снизу) или в подошве - если перетоки сверху;
(Примечание: не запрещается проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) через существующий интервал перфорации);
- между интервалом перфорации продуктивного пласта и спец. отверстиями (водоносный горизонт) на насосно-компрессорных трубах (НКТ) установить в скважине пакер;
(Примечание: при проведении PUP через существующий фильтр готовить скважину по п.1.4);
- определить приемистость скважины закачкой в спец. отверстия (интервал перфорации) по НКТ технологической жидкости (ТЖ) в объеме не менее 6 м3 при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость скважины должна составлять не менее 100 м3/сут;
(Примечание: при необходимости провести кислотную обработку прискважинной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости);
1.3. для изоляции нарушения обсадной колонны при капитальном ремонте скважин:
- определить место нарушения обсадной колонны;
- отсечь интервал перфорации (если колонна перфорирована) установкой цементного моста или пакера;
- установить "башмак" (перо, перо-воронка, воронка, опрессовочное седло) НКТ на 5 м ниже интервала нарушения обсадной колонны;
- определить приемистость скважины закачкой по НКТ в интервал нарушения технологической жидкости в объеме не менее 6 м3 при давлении нагнетания, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость скважины должна составлять не менее 100 м3/сут;
(Примечание: при необходимости провести кислотную обработку интервала нарушения с целью увеличения приемистости. При низкой (недостаточной) величине допустимого давления на обсадную колонну или высокой проницаемости (пласт «глотает») разрешается проведение работ с установкой в скважине пакера на 15 м выше интервала нарушения);
1.4. для увеличения нефтеотдачи пластов при текущем ремонте скважин:
- провести геофизические исследования по снятию профиля притока и определению источника обводнения добывающих скважин, заколонных перетоков и профиля приемистости нагнетательных скважин, технического состояния обсадной колонны;
- установить "башмак" (перо, перо-воронка, воронка, опрессовочное седло) НКТ на 15 метров выше интервала перфорации;
- определить приемистость скважины закачкой технологической жидкости в объеме не менее 6 м3 при давлении нагнетания не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость должна составлять не менее 100 м3/сут для добывающих скважин и не менее 360 м3/сут для нагнетательных;
(Примечание: При необходимости провести кислотную обработку прискважинной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости. При низкой (недостаточной) величине допустимого давления на обсадную колонну или высокой проницаемости (пласт «глотает») разрешается проведение работ с установкой в скважине пакера на 15 метров выше интервала перфорации).
2. Оборудовать устье скважины 1 (см. чертеж): превентором 2 или планшайбой с центральной задвижкой (краном высокого давления) при ремонте скважин;
цементировочной головкой - при бурении.
3. Доставить на скважину необходимые материалы - цемент, жидкое стекло, древесную муку, пресную воду, технологическую жидкость (буровой раствор, тех. воду).
4. Расставить спец. технику и обвязать ее с устьем скважины согласно технологической схеме по чертежу. Устье скважины 1 содержит затрубную задвижку 3 и обратный клапан 4. К устью скважины 1 подведена технологическая линия 5, которая соединяется с тройником 6. К тройнику 6 подсоединены цементировочные агрегаты 7 и 8. К цементировочному агрегату 7 подсоединена установка смесительная 9 через гидровакуумное смесительное устройство 10 и цементный бачок 11. К агрегату цементировочному 7 подсоединена также автоцистерна 12 с технической водой (пресной). К агрегату цементировочному 8 через цементный бачок 13 подсоединены автоцистерна 14 с тех. водой (пресной) и автоцистерна 15 с жидким стеклом. Для очистки бурового раствора и технологической жидкости, поступающей из скважины от выбуренной породы к устью скважины 1 через затрубную задвижку 3, присоединена желобная емкость 16.
5. Опрессовать нагнетательную линию на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление.
6. Заполнить скважину технологической жидкостью и определить (уточнить) приемистость закачкой по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент) ТЖ в объеме 6 м3 при давлении нагнетания, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт.
7. Изолировать пласты циклической последовательно-чередующейся порционной закачкой ЦСР:
7.1.1 цикл:
7.1.1. закачать в скважину 1 цементировочным агрегатом 8 по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент) при закрытом межтрубном пространстве:
7.1.1.1. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 14 в объеме, равном от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину;
7.1.1.2. силикатный раствор (жидкое стекло) из автоцистерны 15 через цементный бачок 13 в объеме от 1 до 3 м3 (см. таблицу), при необходимости с добавлением наполнителя - ДМ (до 3% масс.), который дозируется в цементный бачок 13;
7.1.1.3. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 14 в объеме равном (см. пункт 7.1.1.1.);
7.1.2. закачать в скважину 1 цементировочным агрегатом 7 по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент):
7.1.2.1. цементный раствор, затворенный на пресной воде (отношение вода/цемент - 0,5), при необходимости с добавлением в нее жидкого стекла (до 5% масс. воды), из смесительной установки 9 через гидровакуумное смесительное устройство 10 и цементный бачок 11 в объеме, равном от 30 до 70% от объема закачанного жидкого стекла.
(Примечание: при высокой приемистости скважины в целях повышения начального фильтрационного сопротивления прискважинной зоны пласта допустимо применение, в первых циклах закачки, наполнителя для жидкого стекла (ЖС), в качестве которого может использоваться древесная мука (ДМ) до 3% масс. того, в тех же целях, на начальной стадии работ затворение цементного раствора может производиться на пресной воде с добавлением в нее (до 5% масс.) ускорителя схватывания - жидкого стекла);
7.1.2.2. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 12 в объеме (см. пункт 7.1.1.1.).
7.2.2 и последующие циклы:
- закачку цементно-силикатных растворов повторить (аналогично 1 циклу, за исключением пункта 7.1.1.1.).
(Примечание: в случае работы без пакера при резком росте давления до предельно допустимой величины в процессе закачки жидкого стекла рекомендуется продавить ЖС в пласт технологической жидкостью в объеме технологических труб плюс объем скважины от башмака технологических труб до нижних перфорационных отверстий плюс 0,5 м3. Затем при открытом затрубье закачать в технологические трубы цементный раствор, довести его до "башмака" закачкой ТЖ, закрыть затрубное пространство и продавить цементный раствор в пласт технологической жидкостью. Жидкое стекло и цементный раствор необходимо закачивать в "подушках" спереди и сзади буферной жидкости. В случае получения давления «стоп» вымыть из труб раствор обратной промывкой ТЖ).
Фактическое количество циклов закачки ЦСР может быть уменьшено от планового при ускоренном росте давления закачки до допустимой величины давления на пласт (или эксплуатационную колонну). Фактическое количество циклов закачки ЦСР по сравнению с плановым может быть увеличено при замедленном росте давления закачки. Допускается проведение работ в несколько приемов с оставлением скважины на ожидание затвердевания цемента между ними не менее чем на 12 часов.
Радиус условного круга обработки призабойной зоны пласта цементно-силикатными растворами рекомендуется в пределах от 1,5 до 5 м.
Однако в зависимости от приемистости скважины границы радиуса обработки могут меняться как в меньшую (при низкой приемистости), так и в большую (при высокой приемистости) стороны. Рекомендуемое количество реагентов к применению по изоляции пластов ЦСР приведено в таблице, при этом оно не носит обязательного характера. Количеством реагентов можно варьировать в зависимости от геолого-технического состояния скважины.
| Таблица | ||||||
| Рекомендации по количеству применения реагентов для изоляции пластов ЦСР | ||||||
| Обрабатываемая толщина пласта "от" и "до", м | Приеми- стость "от" и "до",м3/сут |
Количество реагента | Количест-во циклов "от" и "до", шт. | |||
| Силикатный раствор | Цементный раствор | |||||
| Жидкое стекло "от" и "до", м3 | Древесная мука "от" и "до", т | Цемент "от" и "до", т | содержание жидкого стекла в жидкости затворения "от" и "до", м3/м3 | |||
| 0,1-5,0 | 100-360 | 3-9 | 0-0,4 | 1-6 | 0-0,02 | 1-3 |
| 361-720 | 9-15 | 0,4-0,6 | 6-10 | 0-0,025 | 3-5 | |
| ≥721 | 15-21 | 0,6-0,8 | 10-14 | 0-0,03 | 5-7 | |
| 5,1-20,0 | 100-360 | 6-12 | 0-0,5 | 2-8 | 0-0,02 | 1-4 |
| 361-720 | 12-18 | 0,5-0,7 | 8-12 | 0-0,025 | 4-6 | |
| ≥721 | 18-24 | 0,7-0,9 | 12-16 | 0-0,03 | 6-8 | |
| Более 20,0 | 100-360 | 6-15 | 0-0,6 | 2-10 | 0-0,02 | 1-5 |
| 361-720 | 15-21 | 0,6-0,8 | 10-14 | 0-0,025 | 5-7 | |
| ≥721 | 21-27 | 0,8-1,0 | 14-18 | 0-0,03 | 7-9 | |
(Примечание: при проведении изоляционных работ ЦСР не рекомендуется превышать конечным давлением закачки величины допустимого давления на пласты во избежание гидроразрыва. При возникновении необходимости вымывания изоляционных жидкостей из труб рекомендуется не допускать одновременного нахождения в них цементного и силикатного растворов.) 7.3. Продавить ЦСР в пласт технологической жидкостью в объеме:
- при изоляции зон поглощения бурового раствора равном объему бурового инструмента;
- при ликвидации заколонной циркуляции равном объему НКТ (из расчета оставления цементного моста в скважине);
- при изоляции нарушения обсадной колонны на 0,3 м3 менее объема НКТ (из расчета оставления цементного моста в скважине);
- при работах по увеличению нефтеотдачи пластов на 3 м3 больше объема НКТ, при отсутствии заколонной циркуляции. При заколонных перетоках рекомендуется оставлять в стволе скважины цементный мост.
(Примечание: объемы продавочной жидкости носят рекомендательный характер);
8. Установить башмак технологических труб (НКТ) при ремонтно-изоляционных работах (оставление в скважине цементного моста) на 2 м над пакером или на 15 м над интервалом перфорации (нарушения).
9. Обратной круговой циркуляцией технологической жидкости вымыть из скважины остатки цементно-силикатных растворов (при работе по увеличению нефтеотдачи пластов) или произвести срезку цемента в случае оставления цементного моста.
10. Приподнять НКТ на 300 м над интервалом обработки (буровой инструмент - в кондуктор или полностью).
11. Закрыть скважину на ожидание затвердевания цемента на 24 ч.
12. Допуском НКТ нащупать "голову" цементного моста (при изоляции нарушения обсадной колонны) или разбуриваемого пакера (при ликвидации заколонной циркуляции).
13. Определить качество изоляционных работ:
- при изоляции зон поглощения бурового раствора вызвать циркуляцию бурового раствора, при наличии оной продолжить углубление скважины;
- при ликвидации заколонной циркуляции освоить скважину, предварительно разбурив цементный мост и перфорировав эксплуатационную колонну. При получении продукции, характерной для продуктивного пласта, спустить в скважину глубинно-насосное оборудование (ГНО);
- при изоляции нарушения обсадной колонны произвести гидравлическую опрессовку обсадной колонны; разбурить цементный мост в интервале нарушения, определить качество изоляционных работ повторной гидравлической опрессовкой колонны или снижением уровня жидкости в скважине;
- при работах по увеличению нефтеотдачи пластов освоить добывающие скважины, при получении продукции с низкой обводненностью и достаточным дебитом спустить ГНО, при низкой обводненности и малом дебите произвести кислотную обработку, освоить и спустить ГНО. Определить приемистость нагнетательных скважин, при недостаточной приемистости произвести кислотную обработку. Технологический эффект от применения метода определяется дополнительной добычей нефти.
Благодаря этому техническому решению обеспечиваются повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, а также дополнительная добыча углеводородного сырья.
Claims (1)
- Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами, включающий нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания, отличающийся тем, что тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012151072A RU2012151072A (ru) | 2014-06-10 |
| RU2519262C1 true RU2519262C1 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=51213950
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) | 2012-11-28 | 2012-11-28 | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2519262C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684932C1 (ru) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4521136A (en) * | 1981-05-21 | 1985-06-04 | Halliburton Company | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same |
| SU1726731A1 (ru) * | 1989-06-12 | 1992-04-15 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Тампонажный раствор |
| RU2057914C1 (ru) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ добычи нефти |
| RU95105806A (ru) * | 1995-04-14 | 1997-04-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2307146C2 (ru) * | 2005-11-22 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов |
| RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
| RU2425957C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
-
2012
- 2012-11-28 RU RU2012151072/03A patent/RU2519262C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4521136A (en) * | 1981-05-21 | 1985-06-04 | Halliburton Company | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same |
| SU1726731A1 (ru) * | 1989-06-12 | 1992-04-15 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Тампонажный раствор |
| RU2057914C1 (ru) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ добычи нефти |
| RU95105806A (ru) * | 1995-04-14 | 1997-04-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2307146C2 (ru) * | 2005-11-22 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов |
| RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
| RU2425957C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684932C1 (ru) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012151072A (ru) | 2014-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| CN101135237B (zh) | 一种井下冻胶阀 | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2116432C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2463436C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны | |
| RU2512150C2 (ru) | Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов | |
| RU2361062C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра | |
| RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
| RU2224875C2 (ru) | Способ ограничения притока воды в добывающие скважины | |
| RU2412333C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины | |
| RU2733561C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки | |
| RU2655495C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине | |
| RU2416020C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
| RU2641555C1 (ru) | Способ герметизации дегазационных скважин | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| Bykov et al. | Integrated casing surface casing string cementing procedure under the conditions of high-intensity process liquid absorption in the Eastern Siberia Oilfield | |
| RU2455458C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180806 Effective date: 20180806 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201129 |