Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин: ..способы или устройства для цементирования щелей или подбурочных скважин, трещин или т.п. – E21B 33/13

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в скважину, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. Вырезают часть обсадной колонны в интервале пласта - источника межпластового перетока по заколонному пространству скважины и на 10 м выше него. Затем в скважину от устья до забоя спускают заглушенную снизу колонну труб малого диаметра. Далее в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель. После чего в скважину до забоя спускают колонну труб и производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента. Извлекают колонну труб из скважины, доливают ствол скважины термостойким цементом до устья. Ежеквартально фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Изобретение позволяет сократить продолжительность технологического процесса и повысить надежность реализации способа за счет повышения прочности цементного моста с удалением части обсадной колонны скважины в интервале возможного перетока, а также с возможностью контроля надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к инструменту и способу подачи текучих сред обработки приствольной зоны к месту работы в скважине. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретений: узел подачи текучей среды обработки приствольной зоны к проектному месту обработки в скважине содержит: трубчатый корпус для размещения вытесняющей текучей среды и текучей среды обработки приствольной зоны, как столба текучей среды увеличения давления, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу; клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для направления в него текучей среды обработки приствольной зоны столба, ближе к забою от вытесняющей текучей среды; и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны при увеличенном давлении перед подачей на проектное место работ. При этом клапан противодавления выполнен с возможностью исключения преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны из узла. Узел выполнен с возможностью загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу, используемому для генерирования и применения материала для борьбы с поглощением из обломков горных пород при выполнении операций внутри прохода сквозь подземные пласты. Система для создания материала включает буровой инструмент, соединенный с обсадной колонной, устройство, содержащее элемент для механического и гидравлического нанесения материала. При этом данный элемент приспособлен для дробления обломков горных пород. По меньшей мере часть элемента выполнена подвижной для перемещения, сталкивания, дробления обломков горных пород к ударной поверхности устройства. При этом циркулирующий буровой раствор внутри зоны образования трещин несет обломки горных пород. По меньшей мере одна колонна обсадных труб проходит через зону образования трещин прохода через подземные пласты и выступает в осевом направлении вниз внутри стенки пробуренных пластов от самой внешней защитной колонны обсадных труб, облицовывающих верхний конец прохода сквозь подземные пласты. Элемент для механического и гидравлического нанесения материала способен зацеплять обломки горных пород для их разрушения и образования материала для борьбы с поглощением. 2 н. и 15 з. п. ф-лы, 47 ил.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями. Сущность изобретения заключается в том, что металлический лист - накладка прямоугольной формы, толщиной 2-3 мм и более, изготавливается из сплава с памятью, например нитинола, свертывается в рулон в криостате с температурой минус 80°С и ниже, помещается в эластичный трубчатый рукав длиной не менее высоты накладки и располагается в устройстве, в котором поддерживается температура ниже температуры возврата материала накладки к первоначальной форме, например с помощью сухого льда, затем устройство с накладкой опускают к месту негерметичности колонны, освобождают накладку от корпуса устройства, после чего она нагревается от жидкости в скважине, при этом начинает проявляться термоупругость и накладка стремится вернуться к своему первоначальному плоскому состоянию, чему мешают трубы обсадной колонны, и прижимается к их внутренней поверхности через эластичную прокладку, что обеспечивает хорошую герметичность по всему периметру этой поверхности. А устройство для герметизации обсадных труб включает корпус (1) цилиндрической формы с закрытым верхним торцом плоской накладкой, в центре которой выполнено отверстие и вварена в него короткая труба (4) с резьбой на свободном конце, для присоединения к колонне труб (5) перед спуском, а нижний торец корпуса закрывается круглым дном (13) с шариковыми замками (12) в их боковой поверхности для удержания дна в соединении с корпусом, и на внутренней поверхности дна установлен нижний узел крепления троса (10), другой конец которого закреплен на верхнем узле (6), расположенном у нижнего торца короткой трубы, причем длина троса (8) должна быть не менее двух высот накладки; внутренняя поверхность корпуса и дна покрыта слоем из теплоизоляционного материала (2), чтобы за время спуска накладка не успела нагреться; между внутренними объемами короткой трубы и корпуса имеется связь в виде отверстий для протекания по ним жидкости под давлением, а рулон из накладки помещается внутрь корпуса, который при этом переворачивается, свободные объемы в корпусе заполняются сухим льдом (16), после чего устанавливается дно и корпус переворачивается обратно. Изобретение позволяет надежно и на долгое время эксплуатации герметизировать обсадные трубы. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам цементирования обсадных колонн. Способ цементирования обсадных колонн включает подготовку ствола скважины, спуск обсадной колонны, промывку скважины промывочной жидкостью, закачку буферной жидкости и тампонажного раствора и продавку их в затрубное пространство. При этом с целью увеличения сцепления цементного камня с внешней поверхностью обсадных труб и породой поверхности скважины в тампонажный раствор, при его приготовлении, добавляют моноэлектрет с плюсовым или минусовым зарядами в измельченном до дисперсного состояния виде массой до 1%. Тщательно этот раствор перемешивают и продавливают в затрубное пространство. После чего обсадную колонну на устье скважины соединяют, соответственно заряду моноэлектрета, с «отрицательной» или «положительной» клеммами источника постоянного электрического тока напряжением от 10 до 24 В и удерживают под напряжением до момента затвердевания цементного камня. Техническим результатом является повышение герметичности затрубного пространства. 2 ил.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб в резьбовых соединениях и сквозных повреждениях. Сущность изобретения заключается в том, что на колонне труб или на тросе (11) осуществляется спуск, к месту расположения негерметичности по резьбе или сквозному повреждению (4), непроницаемой оболочки - накладки (5) в виде свернутого в рулон металлического листа и установка его с возможностью плотного прилегания к внутренней стенке трубы по всему периметру. Причем металлический лист-накладку (5) толщиной 2-3 мм и более изготавливают из пружинной стали, например из стали 60С2 или 65Г, и в рулоне закрепляют двумя малопрочными заклепками (13), которые при взрыве слабого по мощности заряда (12) внутри рулона в обсадной колонне, напротив места негерметичности (4), срезаются, и металлический лист-накладка, под действием внутренних сил упругости, раскручивается и плотно прижимается к внутренней поверхности обсадной трубы, причем на внешнюю поверхность металлического листа (поверхность, которая будет прилегать к внутренней поверхности обсадной трубы) предварительно наносят слой мягкого деформирующегося материала, например резины, или надевают на рулон с внешней его стороны цилиндрическую прокладку из такого же материала (2), который, деформируясь под действием сил упругости от накладки, обеспечивает герметичность между устанавливаемым металлическим листом-накладкой и внутренней стенкой обсадной трубы. 2 ил.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к способам ограничения водопритоков в нефтяных скважинах. Закачивают в пласт битумно-минеральный тампонажный состав, состоящий из битумсодержащего реагента и минерального порошка. В качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию, а в качестве минерального порошка - тампонажный цемент. Битумная эмульсия составляет от 1 до 10% от массы сухого тампонажного цемента. После приготовления и закачки битумно-минерального тампонажного состава производят выдержку до его отверждения в водоносной части пласта и растворения в нефтеносной части пласта. Далее производят промывку скважины с последующей выдержкой до полного отверждения состава, находящегося в водоносной части пласта, с последующим его удалением из нефтеносной части пласта при освоении скважины. Изобретение позволяет повысить эффективность и качество ремонтно-изоляционных работ путем увеличения устойчивости образующегося битуминозного водоизоляционного экрана, уменьшения его хрупкости и снижения трудоемкости работ. 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. Технический результат - обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде. В способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, при этом обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10^-3 до 6,7·10^-3 м³/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ. 1 табл.

Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ликвидации скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Способ ликвидации скважины включает глушение скважины и создание газонепроницаемой изолирующей перемычки. Способ включает следующие стадии: вырезание и удаление участка обсадной колонны, находящегося в интервале непроницаемой покрышки продуктивного пласта. Удаление тампонажного материала напротив вырезанного участка. Расширение ствола скважины через вырезанный участок с созданием кольцевой полости. Заполнение кольцевой полости и внутриколонного пространства баритовой пульпой. Осаждение в кольцевой полости твердых частиц баритовой пульпы. Жидкостная составляющая баритовой пульпы имеет плотность, обеспечивающую превышение гидростатического давления ее столба над пластовым давлением. Изобретение обеспечивает повышение надежности, долговечности и эффективности ликвидации скважин за счет устранения каналов перетока газа от продуктивного пласта к устью.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ. На колонне труб в эксплуатационную колонну спускают перфорированный патрубок с центратором и посадочным кольцом. В колонну труб последовательно закачивают структурообразующий реагент и структурообразователь через разделительную пробку и осуществляют последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб. При этом смешивание производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания. Позволяет расширить диапазон дозировки при подъеме патрубка на НКТ с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получить тампонажную композицию с различными физико-химическими свойствами за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя. В качестве кремнийсодержащего соединения содержит жидкое стекло, в качестве соли титана - триэтаноламинтитанат - ТЭАТ-1, а в качестве растворителя - техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: жидкое стекло 30-37, ТЭАТ-1 4-8, техническая вода - остальное. Технический результат - создание состава для изоляции водопритоков в скважину с улучшенными антикоррозионными свойствами, с регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим более глубокое проникновение состава в пористую среду обводненного пласта и создание большего по глубине изоляционного экрана, с сохранением высоких закупоривающих свойств, обеспечивающих снижение проницаемости обводненного пласта и формирование долговечного изоляционного экрана. 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для доставки двухкомпонентного состава в зону ремонтно-изоляционных работ с последующим смешением в нужной пропорции. Устройство включает корпус, разделенный перегородкой с образованием камер для реагентов, с переходником, клапаном одностороннего действия, запорным узлом и разрушаемой диафрагмой. Одна из камер снабжена регулируемым каналом, а выходные каналы из камер установлены под углом. Одна камера корпуса сверху или снизу сообщена с внутрискважинным пространством через клапан. Перегородка выполнена в виде патрубка, являющегося камерой для одного из реагентов, с нижним эжектором для соответствующего выходного канала. Патрубок соосно и с возможностью продольного фиксированного перемещения вставлен в корпус, ниже оснащен смесительной камерой. Смесительная камера выполнена в виде соосного с корпусом полого цилиндра и сообщена выходными каналами с камерами для реагентов. Один из выходных каналов сообщен с камерой корпуса снизу или сверху - с противоположной стороны от клапана и выполнен регулируемым. Снизу смесительная камера сообщена с внутрискважинным пространством. Запорный узел выполнен в виде поршня, зафиксированного в патрубке срезным элементом. Разрушаемая мембрана установлена в смесительной камере ниже выходных каналов для реагентов. Переходник соединен с корпусом через перегородку. Корпус ниже клапана может быть оснащен пакером. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м³ продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин. Способ заключается в заполнении межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. При этом применяют глинистый нестабилизированный раствор, утяжеленный баритом, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки. Причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом. Техническим результатом является повышение эффективности предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. Состав включает кремнийорганическое соединение, полярный растворитель, наполнитель и катализатор. При этом в качестве кремнийорганического соединения взят эфир ортокремневой кислоты. В качестве катализатора взят водный раствор соляной кислоты. А в качестве наполнителя - водная дисперсия натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы или водная дисперсия поливинилацетата. При этом указанные компоненты состава взяты в следующих соотношениях: кремнийорганическое соединение - 100-150 масс.ч., полярный растворитель - 10-20 масс.ч., катализатор - 5-20 масс.ч., наполнитель - 100-150 масс.ч. Техническим результатом является обеспечение надежного тампонирования обводненного нефтяного пласта за счет водонаполненного водоизолирующего состава с регулируемым временем его отверждения и повышенными прочностными свойствами тампонажного материала. 1 табл.

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения. Технический результат - повышение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°С. Тампонажный материал, включающий шлаковый, волокнистые компоненты и добавку, дополнительно содержит кремнеземсодержащий компонент, содержащий не менее 96% SiO₂, в качестве шлакового компонента содержит саморассыпающийся шлак, содержащий в составе гамма-C₂S до 85 мас.%, в качестве добавки содержит структурообразователь, регулятор твердения и расширяющее вещество при следующем соотношении, масс %: саморассыпающийся шлак 40-60, кремнеземсодержащий компонент - 40-60, волокнистый компонент - 0,2-0,3 сверх 100%, структурообразователь - 0,1-5,0 сверх 100%, регулятор твердения - 0,04-0,1 сверх 100%, расширяющее вещество - 0,1-10,0 сверх 100%. Способ получения указанного тампонажного материала заключается в том, что саморассыпающийся шлак, кремнеземсодержащий компонент и расширяющее вещество подвергают совместной дезинтеграторной обработке, затем к ним в воздушном потоке добавляют волокнистый компонент, структурообразователь и регулятор твердения. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ жидкостей и газов и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ по восстановлению герметичности технологических скважин различного назначения и их вторичному цементированию. Согласно изобретению перфорируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб, создают искусственный забой в необсаженном стволе технологической скважины при последовательном введении разделительной жидкости и облегченного цементного раствора, выдерживают технологическую скважину на период ожидания застывания цемента, расширяют необсаженный ствол этой скважины, цементируют нижнюю часть эксплуатационной колонны труб, разбуривают искусственный забой по вертикали, спускают дополнительную обсадную колонну труб ниже башмака эксплуатационной колонны и цементируют ее до устья скважины. Технический результат - повышение надежности и качества герметизации эксплуатационной колонны труб технологической скважины. 3 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при капитальном ремонте скважин. Устанавливают песчаный мост в интервале залегания пласта-коллектора. Закачивают промывочную жидкость в загерметизированную скважину с фиксацией давления закачивания и объема закачиваемой промывочной жидкости с одновременным построением графика зависимости. По графику судят о давлении начала «утечки» в точке отклонения. Стравливают избыточное давление с фиксацией объема отданной скважиной промывочной жидкости и разгерметизируют устье скважины. Устанавливают цементный мост посредством продавливания цементного раствора в объеме, определяемом из неравенства, с объемным расходом, рассчитываемым по формуле и одновременным подъемом гидромонитора от кровли пласта-коллектора с заходом в эксплуатационную колонну, со скоростью, рассчитываемой по зависимости. Оставляют в колонне стакан цементного раствора в объеме, необходимом на заполнение сводовой части каверны разрушения. Закачивают в скважину промывочную жидкость в объеме, не превышающем объем стакана цементного раствора или до достижения давления начала «утечки». Ожидают затвердевание цементного раствора при поддержании давления, после чего разбуривают цементный и песчаный мосты. Обеспечивает повышение качества закрепления кровли ПЗП в скважинах с открытой конструкцией забоя при распространении сводовой части каверны разрушения выше низа эксплуатационной колонны. 2 ил.

Предложенное изобретение может найти применение при цементировании скважин. Технический результат - улучшение эксплуатационных характеристик цемента по проницаемости. Способ закупоривания пористости цементной матрицы в скважине включает закачивание в скважину цементного раствора, содержащего воск, характеризующийся температурой стеклования, меньшей, чем 150°С, схватывание цемента в скважине, нагревание цемента до температуры, большей, чем температура стеклования воска, и охлаждение цемента для того, чтобы воск затвердел. Для нагревания цемента может быть использована операция нагнетания водяного пара в скважину. Используемый воск представляет собой эмульсию полиэтиленового воска, эмульсию полипропиленового воска, эмульсию карнаубского воска или эмульсию чешуйчатого воска. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта. Технический результат - повышение эффективности крепления путем создания устойчивого объемного осадка при максимальном сохранении емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, а также расширение ассортимента химических реагентов при осуществлении способа. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта включает последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора соли металла, а в качестве тампонирующего состава - водного раствора хлористого кальция с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка. При этом закачку растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка. В качестве водного раствора соли металла используют водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-20 мас.%. 2 табл.

Настоящее изобретение относится к нефтегазовой промышленности и, конкретно, к области первичного и вторичного цементирования скважин с применением пенной технологии. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности цементирования за счет повышения тампонирующей способности применяемого пенного цементного раствора и стабильности его пенной структуры, а также повышения устойчивости цементного камня на его основе к температурным, ударным и коррозионным воздействиям. Способ цементирования скважин в условиях аномально низкого пластового давления включает закачку в скважину безусадочного пенного цементного раствора с коэффициентом тампонирующей способности не менее 5,6 и величиной расширения 0,5-1,0%, для чего из условия предотвращения поглощения пенного цементного раствора наиболее слабым пластом рассчитывают плотность этого раствора на пластовые условия, затем смешивают в сухом виде базовый цемент «ПЦТ Д0-400», цемент «Gorkal-70», резиновую крошку и фиброволокно полипропиленовое в установленных соотношениях. Полученную сухую смесь смешивают с пресной водой, исходя из отношения этой воды к полученной сухой смеси 0,5-0,65. Объем такого цементного раствора принимают из расчета 1-3 м ³ на 1 м вскрытой мощности пласта. Затем в полученный раствор, в расчете на 1 м³, добавляют пенообразователь в количестве 0,5-1,5 кг и пропускают этот раствор через смеситель на устье скважины, где его смешивают с газом или воздухом до получения расчетной плотности цементного раствора. После этого пенный цементный раствор подвергают обработке магнитным полем напряженностью 0,8-1,2 килоэрстед. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации. Технический результат от реализации изобретения заключается в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации, при котором после глушения скважины и извлечения из нее лифтовой колонны в интервале перфорации необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают пластырь. В интервал обводнившейся части продуктивного пласта через нижние перфорационные отверстия закачивают под давлением водоизоляционную композицию, например гель, с созданием в глубине обводнившейся части продуктивного пласта водоизоляционного экрана. Скрепляют водоизоляционный экран закачиванием через нижние перфорационные отверстия пластифицированного с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементного раствора. В стволе скважины в интервале обводнившейся части продуктивного пласта устанавливают цементный мост из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия. После ОЗЦ и испытания цементного моста на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию интервала перфорации необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого пластырем, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза. В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации спускают лифтовую колонну и осваивают скважину 3 пр., 5 ил.

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами. В способе регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой пластовой температурой 90°C и выше или при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C, включающем закачку в пласт водного раствора соли алюминия и карбамида, закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, содержащую, % мас.: соль алюминия 1.0-3.0, карбамид 3.75-15.0 и воду - остальное, образующего в пласте золь, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, содержащую, % мас.: соль алюминия 3.5-17.0, карбамид 16.0-30 и воду - остальное, образующего в пласте гель. В качестве солей алюминия используют хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованную форму, причем гидроксохлорид алюминия содержит оксид алюминия 10-30%. Технический результат - повышение интенсивности добычи нефти за счет выравнивания профиля приемистости и образования водоизолирующего экрана. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления. Техническим результатом является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, обеспечивающего повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых растворов. В способе крепления призабойной зоны скважины предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: анионный водорастворимый полимер или эмульсия анионного полимера в масле 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-20,0, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 0,5-20,0, соль поливалентного металла 0,01-0,30, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96, вода остальное, а затем пористый тампонажный раствор, содержащий, мас.%: кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ 39,04-96,27, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 3,0-50,0, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96. Вспененный полимерный раствор может дополнительно содержать неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.% и алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%, а пористый тампонажный раствор - наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.% и водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Технической задачей изобретения является изоляция неустойчивых пород при бурении в них наклонно-направленных и горизонтальных скважин путем наиболее полного очищения каверн от шлама и заполнения их тампонажным раствором. Решение задачи достигается тем, что в способе изоляции неустойчивых пород при строительстве наклонных и горизонтальных скважин, включающем промывку скважины, закачку тампонажного раствора, продавливание тампонажного раствора, расхаживание квадратной штанги, согласно изобретению промывку скважины промывочной жидкостью приостанавливают, производят закачку глинистого раствора, делают выдержку для выравнивания давления в скважине и оседания оставшихся частиц шлама, а затем возобновляют промывку. При закачке тампонажного раствора до момента выхода его из бурильных труб в затрубье производят вращение колонны бурильных труб. С целью обеспечения ламинарного режима течения цементного раствора в затрубном пространстве, продавливание тампонажного раствора ведут на низких скоростях, а расхаживание квадратной штанги производится с амплитудой 1-3 метра. Применение описанного способа позволит осуществить качественную промывку ствола скважины, наиболее полное заполнение каверн неустойчивых пород пласта тампонажным раствором, что обеспечивает образование прочного цементного камня, изолирующего зону неустойчивых и склонных к осыпанию пород пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет предотвращения выноса песка из скважины с неустойчивыми породами. Сущность изобретения: способ включает создание противопесочного фильтра путем закачки полимерного состава в призабойную зону пласта скважины через вскрытый продуктивный пласт. Перед закачкой полимерного состава производят временную изоляцию призабойной зоны пласта цементным раствором с наполнителем в виде древесных опилок. После этого осуществляют изоляцию продуктивного пласта до кровли заливкой в скважине до кровли продуктивного пласта в виде цементного моста. Затем производят разнонаправленное вскрытие обсадной колонны на 1-2 м выше изоляции продуктивного пласта с суммарным сечением перфорационных каналов не менее 3000 мм². Далее производят спуск технической колонны с изоляцией межтрубного пространства пакером выше на 10-15 метров верхнего уровня перфорационных каналов. Производят гидравлический разрыв пласта-неколлектора и продуктивного пласта наклонно направленными трещинами с закачкой в них полимерного состава в виде полимерного проппанта. Затем техническую колонну с пакером извлекают и производят добычу продукции пласта до снижения дебита более чем на 50% от начального дебита. Производят разрушение изоляции продуктивного пласта с повторным вскрытием продуктивного пласта в интервале пласта. 3 ил.