×
15.10.2018
218.016.9240

СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002669650
Дата охранного документа
12.10.2018
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нарушения или ниже. При этом перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой. После спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава. После чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны. Закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками. После вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава. Перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава. При этом в качестве герметизирующего состава используют 83,5-91,0 мас.% эпоксидно-диановой смолы, 9,0-16,5 мас.% отвердителя, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины. 4 пр., 1 табл.
Реферат Свернуть Развернуть

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины.

Известен способ изоляции и крепления стволов скважин (а.с. №486129, Е21В 33/138, опубл. 30.09.1975, бюл. №36) закачиванием композиции по бурильным трубам с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса, приготовленной путем перемешивания алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы с отвердителем (формалин, полиэтиленполиамин) в емкости цементировочного агрегата.

Недостатком известного способа является отсутствие времени выдержки тампонажного материала на отверждение, что снижает качество работ, так как отсутствие или сокращение времени выдержки тампонажного материала ведет к ухудшению устойчивости образующегося изолирующего барьера и снижению прочности тампонажного камня, что не обеспечивает надежную изоляцию и указывает на локальный характер действия данного способа. Существенным недостатком является также высокотемпературный диапазон применения способа.

Известен тампонажный состав (патент RU 2250983, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.2005 в бюл. №12), включающий ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель и модификатор смолы, отличающийся тем, что в качестве щелочного отвердителя используется 5%-ный водный раствор натра едкого, а в качестве модификатора смолы используется пластовая вода девонского горизонта при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Ацетоноформальдегидная смола 50-90
5%-ный водный раствор натра едкого 5-40
Пластовая вода остальное

Данный тампонажный герметизирующий состав закачивается способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ - в интервал нарушения, приготовление герметизирующего состава и закачку его по НКТ с последующей продавкой продавочной жидкостью из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения, промывку НКТ и подъем на безопасную высоту, ожидание затвердевания состава - ОЗС, извлечение НКТ из скважины с последующим освобождением проходного сечения эксплуатационной колонны и вводом скважины в эксплуатацию.

Недостатками известного способа являются:

- во-первых, отсутствие установки текущего забоя ведет к неоправданно высокому расходу герметизирующего состава и, следовательно, к значительному повышению материальных затрат при использовании технологии;

- во-вторых, при данном способе герметизации эксплуатационной колонны скважины, осложненной асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), не обеспечивается надежное сцепление образующегося камня со стенкой скважины или с колонной обсадных труб, что ведет к снижению продолжительности эффекта от герметизации;

- в-третьих, при такой последовательности герметизации эксплуатационной колонны происходит смешение герметизирующего состава с продавочной жидкостью и, как следствие, разбавление состава, что ведет к ухудшению прочности и устойчивости образующегося изолирующего барьера.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины за счет увеличения прочности и адгезии камня, получаемого из герметизирующего состава, расширение возможности применения способа на скважинах, осложненных отложениями АСПО.

Технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ - в интервал нарушения или ниже, приготовление герметизирующего состава и закачку его по НКТ с последующей продавкой продавочной жидкостью из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения, промывку НКТ и подъем на безопасную высоту, ожидание затвердевания состава, извлечение НКТ из скважины с последующим освобождением проходного сечения эксплуатационной колонны и вводом скважины в эксплуатацию.

Новым является то, что перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой, после спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава, после чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины, закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками, после вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава, перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава, при этом в качестве герметизирующего состава используют эпоксидно-диановую смолу с массовым процентом 83,5-91,0%, отвердитель с массовым процентом 9,0-16,5%, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин.

Реагенты, применяемые в заявляемом способе:

- эпоксидно-диановая смола - представляет собой однородную жидкость, состоящую из смеси эпоксидно-диановой смолы с ароматическим растворителем (например, ксилол, толуол и др.), с массовой долей эпоксидных групп в пределах 18-23,2%, условной вязкостью (на ВЗ-246, ∅6) в пределах 15,5-60 с, массовой долей нелетучих веществ не менее 73%.

- отвердитель - представляет собой однородную жидкость, состоящую из смеси изопропилового спирта и алкиламида с алифатической цепью С18±1 и одной двойной связью в середине цепи (цис-изомер), с аминным числом в пределах 90-100 мг HCl/г.

- растворитель АСПО - представляет собой однородную подвижную жидкость, являющуюся органическим растворителем с массовой долей органического хлора не более 10 млн-1 и коррозионной активностью не более 0,1 мм в год.

Моноэтаноламин представляет собой аминоспирт - бесцветную или желтоватого цвета прозрачную жидкость, допускается опалесценция. Массовая доля моноэтаноламина составляет не менее 78%, плотность при 20°С - 1,015-1,050 г/см3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Определяют интервал нарушения эксплуатационной колонны. Устанавливают текущий забой ниже интервала нарушения на 4-10 м посадкой пакер-пробки или заливкой цементного моста. Спускают в интервал нарушения или ниже колонну НКТ. Производят промывку растворителем АСПО с последующим вымыванием растворителя из скважины и заполнением эксплуатационной колонны жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава. Ввиду того, что герметизирующий состав является водонерастворимым, в качестве несмешивающейся жидкости используют любую жидкость на водной основе, например пресную или слабоминерализованную воду. Далее в интервал нарушения закачивают моноэтаноламин в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины (экспериментальным путем установлено, что 60-120 минут достаточно для смачивания). За счет смачивания моноэтаноламином поверхности эксплуатационной колонны и пород в интервале нарушения при твердении закачиваемого далее герметизирующего состава формируется прочный камень и увеличивается адгезия к металлу колонны, цементному камню и породам пласта. Готовят герметизирующий состав в смесителе в соотношении, % мас.:

эпоксидно-диановая смола 83,5-91,0
отвердитель 9,0-16,5

в зависимости от температуры в интервале нарушения эксплуатационной колонны. Соотношение эпоксидно-диановой смолы к отвердителю определили опытным путем в лабораторных условиях. В зависимости от температуры в интервале нарушения оптимальное соотношение эпоксидно-диановой смолы к отвердителю в герметизирующем составе изменяется следующим образом, % мас.:

7-15°С

эпоксидно-диановая смола 83,5-85,9
отвердитель 14,1-16,5

15-25°С

эпоксидно-диановая смола 85,9-86,4
отвердитель 13,6-14,1

25-30°С

эпоксидно-диановая смола 86,4-89,9
отвердитель 10,1-13,6

30-40°С

эпоксидно-диановая смола 89,9-91,0
отвердитель 9,0-10,1

Уменьшение массового содержания эпоксидно-диановой смолы менее (или ниже) 83,5% мас. и увеличение массового содержания отвердителя более 16,5 ведет к резкому увеличению температуры состава через 3 часа, что ведет к преждевременному отверждению герметизирующего состава, а увеличение массового содержания эпоксидно-диановой смолы более 91,0% мас. экономически нецелесообразно, поскольку при одних и тех же технологических показателях герметизирующего состава увеличивается его стоимость (т.к увеличивается содержание смолы).

После приготовления герметизирующего состава в НКТ вводят первую разделительную пробку, закачивают приготовленный герметизирующий состав в НКТ и туда же вводят вторую разделительную пробку, после чего проводят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава. Не ранее чем через период времени, достаточный для погружения герметизирующего состава под собственным весом на забой скважины, эксплуатационную колонну промывают от излишков герметизирующего состава, после чего проводят продавку герметизирующего состава из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения. Опытным путем установлено, что время погружения герметизирующего состава в пресной или слабоминерализованной воде под собственным весом на забой скважины составляет от 40 до 90 минут для условия применения в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром от 114 до 168 мм. Далее закрывают скважину на время ожидания затвердевания состава (ОЗС) в течение 24-96 часов в зависимости от температуры в интервале нарушения. При температуре в интервале нарушения 7-10°С время ОЗС - 96 часов, 11-19°С - 72 часа, 20-25°С - 48 часов, при температуре в интервале нарушения выше 25°С время ожидания отверждения состава - 24 часа.

После истечения времени ОЗС путем доспуска НКТ определяют наличие и местоположение стакана из состава. НКТ извлекают из скважины, спускают компоновку для бурения и разбуривают стакан из состава. Затем проводят испытания на герметичность эксплуатационной колонны и запускают скважину в эксплуатацию. При необходимости, например при наличии продуктивного пласта ниже текущего забоя, проводят его разрушение перед запуском скважины в эксплуатацию.

Очистка эксплуатационной колонны от АСПО и смачивание поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины соотвердителем состава до закачки герметизирующего состава обеспечивают надежное сцепление образующегося камня с колонной обсадных труб и стволом скважины, повышают прочность, адгезию камня и эффективность предлагаемого способа.

Заполнение скважины жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава, а также выдержка во времени после подъема НКТ обеспечивают погружение герметизирующего состава под собственным весом на забой скважины. В результате исключается разбавление герметизирующего состава при контакте с продавочной или скважинной жидкостью и как следствие образуется высокопрочный камень, а также увеличивается продолжительность эффекта от герметизации.

Эпоксидно-диановая смола при взаимодействии с отвердителем образует прочный твердый камень, не растворимый и устойчивый в пластовых флюидах, в отличие от других синтетических реагентов, которые при отверждении образуют резиноподобный материал, тяжело разбуриваемый при освоении скважины.

В лабораторных условиях герметизирующий состав готовят в стеклянном стакане, в который набирают эпоксидно-диановую смолу, затем при перемешивании добавляют отвердитель и перемешивают в течение 5 минут. Полученный герметизирующий состав после смешения компонентов отверждается через 24-96 часов в зависимости от температуры. В таблице приведены результаты сравнения предлагаемого способа и наиболее близкого аналога.

Прочность камня из отвердевшего герметизирующего состава на изгиб определяли по ГОСТ 26798.1-96 с использованием пресса, соответствующего требованиям ГОСТ 310.4-81.

Как видно из таблицы, незначительный рост температуры герметизирующего состава после смешения эпоксидно-диановой смолы и отвердителя даже через 4 часа свидетельствует о низкоэкзотермическом характере отверждения состава. Испытания прочностных характеристик состава по предлагаемому способу показали его преимущество по сравнению с наиболее близким аналогом. Так, предел прочности на изгиб и сжатие полимерного камня на основе эпоксидно-диановой смолы уже через 48 часов составляет более 10 МПа и более 30 МПа соответственно, в то время как у наиболее близкого аналога только через 28 суток предел прочности на изгиб составляет только около 5 МПа, а на сжатие около 10 МПа.

Промывка эксплуатационной колонны растворителем от АСПО и смачивание поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины соотвердителем состава до закачки герметизирующего состава позволяют очистить скважину от АСПО, обеспечить надежное сцепление образующегося камня с колонной обсадных труб и стволом скважины, увеличить прочность и адгезию камня, что говорит о высокой эффективности предлагаемого способа. Тогда как у наиболее близкого аналога вследствие наличия на эксплуатационной колонне отложений АСПО нарушается сплошность камня из смолы и сцепление камня с эксплуатационной колонной и стволом скважины, а в дальнейшем происходит его разрушение в течение короткого времени, что ведет к снижению продолжительности эффекта от герметизации.

Примеры промышленного использования предлагаемого способа.

Пример 1. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1403-1408 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 20 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 30°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку и произвели его посадку на глубине 1412 м. Промыли ствол скважины растворителем РПН. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 60 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 1411 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,08 м3 с соотношением эпоксидно-диановой смолы 86,4% мас. и 13,6% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 1003,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 158,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1075 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 4,3 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1196 м. Выдержали 60 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Провели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 5,4 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,35 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 24 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1385 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.

Пример 2. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1200-1205 м была обнаружена негерметичность 114 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 30 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 22°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку и провели его посадку на глубине 1210 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на слабоминерализованную воду плотностью 1004 кг/м3. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 80 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 60 мм на глубину 1209 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,0 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 86,0% мас. и 14,0% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 923,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 150,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности герметизирующего состава до величины 1073 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ слабоминерализованную воду в объеме 2,4 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1078 м. Выдержали 70 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием слабоминерализованной воды в объеме 3,2 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,77 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 48 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1080 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.

Пример 3. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 507-513 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 40 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 10°С. Установили цементный мост на глубине 520 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,6 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 60 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 510 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,5 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 83,5% мас. и 16,5% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 1337,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 264,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1067 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 1,6 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 438 м. Выдержали 90 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 2,4 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,8 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 96 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 482 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.

Пример 4. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1819-1824 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 50 атм за 30 мин. Температура пласта в интервале нарушения составляла 40°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку, провели его посадку на глубине 1830 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 120 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 1829 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 0,9 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 91,0% мас. и 9,0% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 891,2 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 88,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1087 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке на межтрубье закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 5,6 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1762 м. Выдержали 40 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 8,0 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,49 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 24 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1799 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины за счет повышения прочности и адгезии камня, получаемого из герметизирующего состава, расширения возможности применения способа на скважинах, осложненных отложениями АСПО.

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающий определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ - в интервал нарушения или ниже, приготовление герметизирующего состава и закачку его по НКТ с последующей продавкой продавочной жидкостью из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения, промывку НКТ и подъем на безопасную высоту, ожидание затвердевания состава, извлечение НКТ из скважины с последующим освобождением проходного сечения эксплуатационной колонны и вводом скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой, после спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава, после чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны, закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками, после вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава, перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава, при этом в качестве герметизирующего состава используют эпоксидно-диановую смолу с массовым процентом 83,5-91,0%, отвердитель с массовым процентом 9,0-16,5%, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин.
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 91-100 из 432.
19.01.2018
№218.016.0369

Способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности использования обводненных участков или врезов...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630320
Дата охранного документа: 07.09.2017
19.01.2018
№218.016.0395

Способ соединения и разъединения труб для добычи битуминозной нефти и устройство для лазерной сварки и резки при реализации способа

Группа изобретений относится к способу соединения и разъединения труб для добычи битуминозной нефти и устройству для лазерной стыковой сварки и резки труб. Техническим результатом является повышение надежности колонны труб при закачке теплоносителя. Способ соединения и разъединения труб для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630327
Дата охранного документа: 07.09.2017
19.01.2018
№218.016.03ac

Способ разработки залежи битуминозной нефти

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти включает бурение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630330
Дата охранного документа: 07.09.2017
19.01.2018
№218.016.040c

Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости. Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости включает горизонтальный участок добывающей скважины,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630516
Дата охранного документа: 11.09.2017
19.01.2018
№218.016.0478

Способ эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделённых непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и с трещинами гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности способа за счет исключения дополнительных энергетических...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630514
Дата охранного документа: 11.09.2017
19.01.2018
№218.016.0597

Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630930
Дата охранного документа: 14.09.2017
19.01.2018
№218.016.05b7

Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов. Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума включает спуск в скважину колонны гибких...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630938
Дата охранного документа: 14.09.2017
20.01.2018
№218.016.0fef

Способ катодной защиты обсадных колонн скважин и нефтепромысловых трубопроводов от коррозии

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Способ включает бурение шурфа до глубины, большей длины анодного заземлителя, разбуривание шурфа в интервале заглубления анодного заземлителя, в который устанавливают ковер, закачивание в скважину до верхнего уровня ковера...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633686
Дата охранного документа: 16.10.2017
20.01.2018
№218.016.1103

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633887
Дата охранного документа: 19.10.2017
20.01.2018
№218.016.1105

Способ строительства и ремонта скважины

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности извлечения и замены труб...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633914
Дата охранного документа: 19.10.2017
Показаны записи 91-100 из 111.
10.04.2019
№219.017.035f

Способ укрепления призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002387803
Дата охранного документа: 27.04.2010
12.04.2019
№219.017.0ba8

Способ укрепления призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002684625
Дата охранного документа: 10.04.2019
18.05.2019
№219.017.5649

Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине. Включает вскрытие бурением продуктивного пласта, предварительный прогрев призабойной зоны пласта пластовой водой с температурой не ниже 90°С, закачивание в скважину...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002392418
Дата охранного документа: 20.06.2010
29.05.2019
№219.017.65f2

Способ изоляции зон водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности изоляции зон водопритока. По способу спускают колонну нагнетательных труб в зону изоляции. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси в колонну нагнетательных труб до момента...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002315171
Дата охранного документа: 20.01.2008
09.06.2019
№219.017.79bc

Способ разработки залежи битума

Технической задачей является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды. Способ включает строительство пары двухустьевых горизонтальных скважин, из которых первая...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002395676
Дата охранного документа: 27.07.2010
09.06.2019
№219.017.7bf8

Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины с неоднородными по проницаемости пластами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ включает последовательное закачивание в скважину состава для тампонирования изолируемого пласта и состава для увеличения проницаемости призабойной зоны. В качестве...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002368758
Дата охранного документа: 27.09.2009
09.06.2019
№219.017.7f5a

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для изоляции...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469064
Дата охранного документа: 10.12.2012
19.06.2019
№219.017.85ff

Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов и увеличения интенсификации добычи нефти. Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами включает закачку в пласт добывающей скважины водного раствора ПАВ - неонола АФ с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002391496
Дата охранного документа: 10.06.2010
19.06.2019
№219.017.8774

Способ приготовления тампонажной композиции в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ, включает спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002373376
Дата охранного документа: 20.11.2009
14.08.2019
№219.017.bf78

Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом

Изобретение относится к способу восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей реализации способа, а также повышении эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002697099
Дата охранного документа: 12.08.2019
+ добавить свой РИД