СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ Российский патент 2012 года по МПК E21B33/13 C09K8/504 

Описание патента на изобретение RU2463436C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности и снижение срока проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также изоляционным работам при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.

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 недостаткам 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 ликвидации дефектов обсадных колонн, заключающийся в закачке через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в скважину водного раствора, содержащего хлористый кальций, раствор цемента, перед закачкой в скважину, ниже дефектов обсадных колонн устанавливают пакер или любой текущий забой, затем через НКТ закачивают последовательно 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду, 15-50%-ный раствор нафтената натрия, или калия, или их смеси, воду, 0,5-5,0 м3 на погонный метр дефектов раствора цемента с водоцементным отношением (В/Ц) 0,5-0,8 с добавкой 20-50% от объема раствора цемента 20-50%-ного нафтената натрия, или калия, или их смеси с последующим продавливанием всей массы в скважину пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1 м мощности пласта до создания технологического экрана (Патент РФ №2170333, МПК, 7 Е21В 33/13, опубл. 10.07.2001).

Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как может использоваться при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в пределах нефтеносного пласта, о чем свидетельствует последовательность закачки растворов: 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду для вытеснения нефти из зоны дефекта эксплуатационной колонны, 15-50%-ный раствор нафтената натрия, или калия, или их смеси, воду для удаления пленки нефти и гидрофилизации пласта, чтобы обеспечить надежное схватывание цемента с эксплуатационной колонной и породами пласта. В случае негерметичности эксплуатационной колонны в пределах водоносного пласта необходимость в вытеснении нефти и гидрофилизации пласта отсутствует, и технология закачки и составы растворов нуждаются в изменении.

Данный способ имеет значительный расход реагентов и не обладает достаточной изоляцией в водоносных пластах.

Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивного пласта, за счет использования новых химических компонентов, повышающих прочностные и адгезионные свойства технологического экрана.

Указанный технический результат достигается тем, что способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, заключающийся в том, что перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м3 на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас. %.

портландцемент ПЦТ 1-50 26,1-27,5 микродур RU 26,0-27,4 сульфацелл 1,0-1,1 вода 46,9-44,0

Данный способ основан на создании технологического экрана в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Ликвидация негерметичности достигается закачкой раствора портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом, за счет проникновения раствора портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU и сульфацелла и химической реакции между ними происходит ликвидация негерметичности, создается водонепроницаемый технологический экран и устраняется проникновение воды через зону негерметичности.

Основным компонентом раствора являются следующие реагенты. Портландцемент ПЦТ 1-50 выпускается по ГОСТ 1581-96 ОАО «Спасскцемент», г.Спасск-Дальний, Приморский край.

Микродур RU - минеральное гидравлическое вяжущее с определенным стабильным химико-минералогическим составом, подразделяется на три марки по максимальному размеру частиц, который не должен превышать весовой процент d95

- Х - d95<6,0 µМ;

- U - d95<9,5 µМ;

- F - d95<16,0 µМ.

Производится ООО «ДюккерХофф - Сухой лог», г.Сухой лог.

Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-2001 ЗАО «Полицелл», г.Владимир.

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 НКТ, пакер 2ПД-ЯГ, на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности, затем в скважину через НКТ одним агрегатом раздельно закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м3 нефти на 1 м эффективной толщины пласта, а с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом (В/Ц 0,8-0,9) из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. По окончании закачки колонну НКТ и пакер 2ПД-ЯГ поднимают на высоту 50-100 м и проводят промывку скважины. После герметизации затрубного пространства скважину оставляют под давлением в течение 8 ч для затвердевания раствора, производят опрессовку эксплуатационной колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.

Для экспериментов по проверке качества изоляции проведены эксперименты с двумя составами раствора с различным водоцементным отношением В/Ц - 0,8; В/Ц - 0,9 из расчета 1,5 м3 на 1 м эффективной толщины пласта.

Образцы с одинаковыми компонентами и различным В/Ц показали отличные адгезионные и прочностные характеристики, которые оказались значительно выше у образца с В/Ц - 0,8 (таблица).

Состав раствора, мас. % Водоцементное отношение, В/Ц, доли ед. Время затвердевания, ч Общее время от затворения до затвердевания, ч Адгезия, МПа Прочностная характеристика, МПа Портландцемент ПЦТ 1-50 26,1 микродур RU 26,0 0,9 6,5 24,5 7,5 9,0 сульфацелл 1,0 вода 46,9 Портландцемент ПЦТ 1-50 27,5 микродур RU 27,4 0,8 6,5 24,1 8,1 11,0 сульфацелл 1,1 вода 44,0

Похожие патенты RU2463436C1

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 ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА 2010
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Горлов Иван Владимирович
  • Кузьмич Андрей Александрович
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Бакланов Владимир Петрович
RU2456431C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2013
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валенин Васильевич
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Сагидуллин Максим Александрович
RU2569941C2
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН 2009
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Дубровский Николай Данилович
  • Дубровский Владимир Николаевич
RU2416020C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН 2011
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Патлай Антон Владимирович
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Оснос Владимир Борисович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
RU2471963C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ 2014
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
RU2564704C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2006
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Щербич Константин Николаевич
  • Зозуля Григорий Павлович
RU2326922C1
СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ ПРОБЛЕМНЫХ УЧАСТКОВ В СКВАЖИНЕ 2014
  • Журавлев Олег Николаевич
  • Нухаев Марат Тохтарович
  • Щелушкин Роман Викторович
RU2555686C1
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ 2005
  • Агамалов Гарислав Борисович
  • Мамонтов Валентин Валентинович
  • Соболев Сергей Федорович
  • Тупысев Михаил Константинович
RU2286438C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА И ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ 2008
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Андреев Владимир Александрович
  • Бакалов Игорь Владимирович
  • Вашетина Елена Юрьевна
RU2378490C1

Реферат патента 2012 года СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. Технический результат - повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны. Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны заключается в том, что предварительно в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м3 на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%. портландцемент ПЦТ 1-50 26,1-27,5, микродур RU 26,0-27,4, сульфацелл 1,0-1,1, вода 44,0-46,9. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 463 436 C1

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, заключающийся в том, что перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации - цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м3 на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор портландцемента ПЦТ 1-50, микродура RU с сульфацеллом с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5- 2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%:
портландцемент ПЦТ 1-50 26,1-27,5 микродур RU 26,0-27,4 сульфацелл 1,0-1,1 вода 46,9-44,0

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2463436C1

2000
RU2170333C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1992
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Курамшин Ренат Мунирович
  • Печеркин Михаил Федорович
  • Анисимов Владимир Федорович
RU2015312C1
ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ 2006
  • Пономаренко Дмитрий Владимирович
  • Журавлев Сергей Романович
  • Куликов Константин Владимирович
  • Фатихов Василь Абударович
  • Белоусов Геннадий Андреевич
  • Скориков Борис Михайлович
  • Овчинников Александр Дмитриевич
RU2304606C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ 2005
  • Чендарев Владимир Владимирович
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Фролов Александр Иванович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Тахавиева Елена Владимировна
RU2322582C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРОНИЦАЕМОГО ПЛАСТА 2004
  • Гасумов Рамиз Алиджавад Оглы
  • Вагина Таисия Шаиховна
  • Гаврилов Андрей Александрович
  • Мазанов Сергей Владимирович
RU2271444C1
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ 1994
  • Светлицкий Виктор Михайлович[Ua]
  • Балакиров Юрий Айрапетович[Ua]
  • Светлицкая Илона Васильевна[Ua]
RU2085703C1
DE 3105913 А1, 02.09.1982.

RU 2 463 436 C1

Авторы

Паникаровский Евгений Валентинович

Паникаровский Валентин Васильевич

Шуплецов Владимир Аркадьевич

Горлов Иван Владимирович

Кузьмич Андрей Александрович

Паникаровский Василий Валентинович

Бакланов Владимир Петрович

Даты

2012-10-10Публикация

2011-03-21Подача