СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН Российский патент 2011 года по МПК E21B29/10 E21B33/13 

Описание патента на изобретение RU2416020C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн скважин, эксплуатирующих нефтяные и газовые залежи. Обеспечивает создание высокоэффективного способа восстановления герметичности эксплуатационных колонн и ликвидации межколонных перетоков.

Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью, и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности (Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М: ВНИИОЭНГ. - сер. «Бурение», 1972. С.49-55).

К недостатку этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала промывочной жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ восстановления негерметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, в качестве жидкости отверждения - водного раствора хлористого кальция, с последующим созданием ей оторочки Продуктом 119-204 и докреплением цементным раствором (патент РФ №2116432, МПК6 Е21В 33/13. Заявл. 28.08.97. Опубл. 27.07.98. А.А.Комаров, А.В.Бодрягин и др.).

Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как закачка жидкого стекла, а в качестве жидкости отверждения - хлористого кальция, создает гель, который не обеспечивает создание экрана для изоляции пластовой воды. Продукт 119-204 при взаимодействии с водой не создает 100% водоизоляции пласта и не может обеспечить герметичность обсадной колонны.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, направленного на повышение эффективности и снижение сроков проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также для изоляционных работ при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.

Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервале скважины, расположенном выше продуктивной зоны.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны, включающем закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, в отличие от известного сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла и кремнефтористого натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкое стекло Na2SiO3 88-86 Кремнефтористый натрий Na2SiF6 12-14

Данный способ основан на создании зоны кольматации в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Кольматация достигается закачкой раствора жидкого стекла с кремнефтористым натрием за счет его проникновения в поры и трещины пласта, где происходит его отверждение за счет химической реакции между жидким стеклом и кремнефтористым натрием. Окончательное блокирование зоны негерметичности обеспечивается закачкой цементного раствора.

Основным компонентом раствора является жидкое стекло Na2SiO3 ГОСТ 13078-81. Товарное жидкое стекло - вязкая жидкость плотностью 1280-1400 кг/м3, концентрацией 48%, модуль стекла - 2,44.

Кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - Na2SiF6), ТУ 113-08-585-86, служит для образования высокопрочного нерастворимого в воде кремнегеля.

Способ осуществляется следующим образом.

По геофизическим данным выявляют место негерметичности, глушат скважину, из скважины извлекают подземное оборудование, производят промывку забоя, устанавливают песчаный мост выше интервала перфорации и цементный мост высотой 5-10 м. В скважину в заданный интервал спускают пакер 2ПД-ЯГ на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. После этого в скважину через НКТ сначала закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м3 нефти на 1 м эффективной толщины, затем с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия из расчета 1 м3 раствора на 1 м эффективной толщины пласта для перового коллектора с пористостью от 20% до 25%. Закачку ведут в течение 4-6 часов при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью.

По окончании закачки раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия производят докрепление интервала изоляции цементным раствором в объеме от 2 м3 до 5 м3 и оставляют для затвердения состава и цементного камня на 24-36 часов, производят опрессовку колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.

Для экспериментов по проверке качества изоляции (таблица) данным способом отбирались образцы кварцевого песка, которые предварительно высушивались в сушильном шкафу до постоянного веса и спрессовывались в цилиндрические формы при давлении 12 МПа. Образец насыщался пластовой водой минерализацией 18 г/л под вакуумом и помещался в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия апт-сеноманских отложений, где присутствуют основные водоносные комплексы.

Через образец фильтровалась пластовая вода и определялась фазовая проницаемость по пластовой воде. После определения проницаемости пластовая вода вытеснялась керосином, который замещался раствором жидкого стекла с кремнефтористым натрием до полного затухания фильтрации. Опыт останавливался для выдержки образца на реагирование от 24 до 36 часов при сохранении пластовых условий. После затвердения состава с обратной стороны образца прикладывалось давление от 5 МПа до 8 МПа, что соответствует депрессиям на продуктивные пласты при разработке апт-сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. При увеличении мас.% кремнефтористого натрия от 12% и выше происходила полная закупорка порового пространства коллектора закаченным раствором и фильтрация пластовой воды полностью прекращалась.

Таблица Результаты экспериментов по закачке раствора в образцы Номер образца Состав раствора, мас.% Проницаемость по пластовой воде, К·10-3 мкм2 Коэффициент закупорки пор, доли ед. первоначальная после закачки раствора Жидкое стекло 91,0 1 Кремнефтористый натрий 9,0 194,5 9,3 0,95 Жидкое стекло 89,0 2 Кремнефтористый натрий 11,0 288,5 8,5 0,97 Жидкое стекло 88,0 3 Кремнефтористый натрий 12,0 212,4 0 полная закупорка Жидкое стекло 86,0 4 Кремнефтористый натрий 14,0 266,2 0 полная закупорка

Похожие патенты RU2416020C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 2010
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Горлов Иван Владимирович
  • Кузьмич Андрей Александрович
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Бакланов Владимир Петрович
RU2455458C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН 1997
  • Комаров А.А.
  • Бодрягин А.В.
  • Левицкий А.В.
  • Левицкий В.И.
  • Гашев А.А.
  • Николаев А.Ю.
RU2116432C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 2011
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Горлов Иван Владимирович
  • Кузьмич Андрей Александрович
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Бакланов Владимир Петрович
RU2463436C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ 2010
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Галиев Тимур Ильдусович
  • Аслямов Айдар Ингелевич
  • Галимов Зульфат Фаузарович
RU2412333C1
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине 2019
  • Климов Вячеслав Васильевич
  • Арестенко Юрий Павлович
  • Буркова Анастасия Алексеевна
RU2723416C1
СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ 2012
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Тарасова Римма Назиповна
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2498045C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2003
  • Клещенко И.И.
  • Паникаровский Е.В.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Шестакова Н.А.
  • Зозуля Г.П.
RU2242606C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ 2009
  • Кустышев Денис Александрович
  • Дубровский Владимир Николаевич
  • Сингуров Александр Александрович
RU2410529C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2013
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валенин Васильевич
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Сагидуллин Максим Александрович
RU2569941C2
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ И ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРОСТАИВАЮЩИХ СКВАЖИН СО СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ В УСЛОВИЯХ АНПД И БОЛЬШОЙ СТЕПЕНИ ОБВОДНЕННОСТИ 2008
  • Кононов Алексей Викторович
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Крекнин Сергей Геннадьевич
  • Сингуров Александр Александрович
  • Дубровский Владимир Николаевич
  • Кряквин Дмитрий Александрович
RU2370636C1

Реферат патента 2011 года СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин. Сущность способа восстановления герметичности эксплуатационных колонн заключается в том, что в зону негерметичности эксплуатационной колонны закачивают минеральное вяжущее - жидкое стекло и жидкость отверждения с последующим докреплением цементным раствором. При этом сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла с жидкостью отверждения кремнефтористым натрием, при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкое стекло (Na2SiO3) 88-86%, кремнефтористый натрий (Nа2SiF6) 12-14%. Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервале скважины, расположенном выше продуктивной зоны. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 416 020 C1

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, отличающийся тем, что сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла с жидкостью отверждения кремнефтористым натрием, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
жидкое стекло Na2SiO3 88-86 кремнефтористый натрий Na2SiF6 12-14

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2011 года RU2416020C1

СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН 1997
  • Комаров А.А.
  • Бодрягин А.В.
  • Левицкий А.В.
  • Левицкий В.И.
  • Гашев А.А.
  • Николаев А.Ю.
RU2116432C1
Способ изоляции притока пластовых вод в скважину 1986
  • Юркив Николай Иванович
  • Наников Бениамин Аркадьевич
  • Саликова Галина Николаевна
  • Куликов Сергей Александрович
SU1454958A1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2003
  • Клещенко И.И.
  • Паникаровский Е.В.
  • Сохошко С.К.
  • Юшкова Н.Е.
  • Шестакова Н.А.
  • Зозуля Г.П.
RU2242606C1
RU 2209928 C1, 10.08.2003
US 6105673 A, 20.04.1998.

RU 2 416 020 C1

Авторы

Паникаровский Евгений Валентинович

Паникаровский Валентин Васильевич

Шуплецов Владимир Аркадьевич

Дубровский Николай Данилович

Дубровский Владимир Николаевич

Даты

2011-04-10Публикация

2009-11-23Подача