Способ ликвидации заколонных перетоков

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам капитального ремонта скважин. Способ включает расширение обсадной колонны в каждом интервале перетоков за пределы упругих деформаций до устранения зазоров между колонной и цементом, а также между цементом и породой. Расширение осуществляют устройством, снабженным роликами в качестве рабочих элементов, которое спускают на колонне бурильных труб до верхней отметки интервала необходимого расширения выше существующего или предварительно выполненного интервала перфорации, после чего вращением устройства с одновременной подачей вниз и закачкой жидкости, под действием которой ролики выходят в рабочее положение, воздействуя на внутреннюю поверхность обсадной колонны, расширяют ее методом развальцовывания на всем интервале перетока или на нескольких отдельных участках. При развальцовке создают избыточное напряжение на стенки обсадной колонны для дополнительного упрочнения заколонного цемента уплотнением его по толщине, при этом диаметр развальцевателя в рабочем положении выбирают на 4-8,5% больше внутреннего диаметра обсадной колонны до ее расширения. Ускоряется процесс ремонта, уменьшается количество операций. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам капитального ремонта скважин.

Известен способ герметизации заколонных перетоков, осуществляемый устройством для герметизации заколонных перетоков (патент RU №2287664, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий установку устройства в интервале расширения, создание избыточного давления в цилиндрах гидравлического привода с выводом из него клинового конуса, расширяющего гладкие или с поперечными выступами плашки, давящие на стенки скважины, с их расширением за пределы пластической деформации и ликвидацией заколонных перетоков.

Недостатком этого способа является то, что при использовании плашек с поперечными выступами с нагрузками, превышающими усилие пластической деформации, возможны с вероятностью 50% (каждая вторая установка) несанкционированное вскрытие обсадной колонны и возникновение внутрискважинных перетоков жидкости, то есть аварийная ситуация.

Наиболее близким по технической сущности является способ устранения заколонных перетоков (патент SU №1813873, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №17 от 07.05.1993), включающий герметизацию каналов перетоков, при этом с целью упрощения технологии работ обсадную колонну в интервале перетоков или на отдельных участках расширяют за пределы упругих деформаций.

Недостатком данного способа является то, что гидравлический якорь в этом применении не создает полного кольцевого расширения, что приводит к низкой эффективности герметизации заколонных перетоков.

Также недостатками обоих способов являются:

- необходимость осуществления большого количества циклов установки перемещения, вращения устройства и местного последующего расширения в протяженном и сплошном интервале для устранения заколонных перетоков, что приводит к увеличению времени ремонта и, как следствие, к высоким материальным затратам;

- необходимость повышения давления до очень высоких значений (до 100 МПа), что требует применения специального оборудования и инструмента, а это связано со значительным удорожанием применения способа;

- невозможность расширения труб свыше 4% (по диаметру) для устранения заколонных перетоков, происходящих непосредственно по цементу, так как жидкость, находящаяся в трещинах и порах цемента, практически несжимаема.

Техническими задачами предложения являются гарантированное исключение заколонных перетоков за счет уплотнения заколонного цемента с расширением по внутреннему диаметру на 4-8,5%, снижение материальных затрат при расширении обсадной колонны труб за счет использования для этого вальцевания и, как следствие, применения меньших давлений и количества установок расширяющегося элемента.

Технические задачи решаются способом ликвидации заколонных перетоков, включающим расширение обсадной колонны в каждом интервале перетоков за пределы упругих деформаций до устранения зазоров между обсадной колонной и цементом, а также между цементом и породой.

Новым является то, что расширение обсадной колонны осуществляют устройством, снабженным роликами в качестве рабочих элементов, которое спускают на колонне бурильных труб до верхней отметки интервала необходимого расширения выше существующего или предварительно выполненного интервала перфорации, после чего вращением устройства с одновременной подачей вниз и закачкой жидкости, под действием которой ролики выходят в рабочее положение, воздействуя на внутреннюю поверхность обсадной колонны, расширяют ее методом развальцовывания на всем интервале перетока или на нескольких отдельных участках, причем при развальцовке создают избыточное напряжение на стенки обсадной колонны для дополнительного упрочнения заколонного цемента уплотнением его по толщине, при этом диаметр развальцевателя в рабочем положении выбирают на 4-8,5% больше внутреннего диаметра обсадной колонны до ее расширения.

На фиг.1 показан переток между цементным кольцом и породой скважины; на фиг.2 - переток между обсадной колонной и цементным кольцом, на фиг.3 - расширение обсадной колонны развальцевателем для устранения перетоков.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Перед проведением ремонтных работ в скважине 1 (фиг.1) выполняют геофизические исследования с целью установления интервала перетоков 2 между цементным кольцом 3 и породой 4 и/или между обсадной колонной 5 (фиг.2) и цементным кольцом 3, а также плотности заколонного цемента (плотность цемента составляет 1,6-1,8 кг/см3, а плотность пластовой жидкости в порах и трещинах цемента - 0,88-1,2 кг/см3) в цементном кольце 3 и расположения и наличия участков нарушений и перфораций в обсадной колонне 5 (фиг.2). В ходе исследований также определяют, на какое расширение относительно внутреннего диаметра обсадной колонны 5 настраивать устройство 6 (фиг.3) - от 4 до 8,5%. Чем меньше плотность цемента в цементном кольце 3 (фиг.1), тем на большее расширение настраивают устройство 6. Практические исследования показали, что расширение более чем на 4% приводит к уплотнению заколонного цемента, а на 8,5% гарантированно исключает заколонные перетоки как между цементным кольцом 3 и породой 4 и/или между обсадной колонной 5 (фиг.2) и цементным кольцом 3, так и непосредственно по цементу даже при минимальной возможной низкой плотности цемента в цементном кольце 3 (фиг.1). Определив интервалы заколонных перетоков, производят перфорацию 7 (фиг.3) обсадной колонны 5 в нижней части интервала расширения при отсутствии там существующих интервалов перфорации 7. Устройство 6, снабженное роликами 8 в качестве рабочих элементов, спускают на колонне бурильных труб 9 до верхней отметки 10 интервала необходимого расширения 11 выше интервала 7. Вращением устройства 6 с одновременной подачей вниз бурильных труб 9 и закачкой жидкости (при давлении не более 3 МПа) по ним, под действием которой ролики 8 выходят в рабочее положение и, воздействуя на внутреннюю поверхность обсадной колонны 5, расширяют ее методом развальцовывания за пределы упругих деформаций на 4-8,5% относительно внутреннего диаметра обсадной колонны 5 на всем интервале перетока 2 или на нескольких отдельных участках до устранения зазоров между обсадной колонной 5 и цементным кольцом 3 (фиг.2), между цементным кольцом 3 и породой 4 (фиг.1), а также за счет уплотнения цемента в цементном кольце 3 (фиг.2) по толщине, устраняя в нем поры и трещины. При этом жидкость из затрубного пространства и из пор и трещин цемента в цементном кольце 3 выгоняется через интервалы 7 (фиг.3) внутрь обсадной колонны 5 (фиг.1) или в расположенный ниже водяной пласт (на фиг. не показан), не препятствуя расширению обсадной трубы 5 на необходимую величину 4-8,5%. Исследования показали, что после такого расширения заколонные перетоки были практически полностью исключены.

Для дальнейшей эксплуатации скважины 1 (фиг.1) интервалы 7 (фиг.3) перфорации или нарушений в обсадной колонне 5 при необходимости перекрываются пластырями (например, расширяемыми патрубками, гофрированными трубами или проходными пакерами) при использовании продуктивных пластов ниже интервала(ов) расширения 11 или отсекаются (например, глухими пакерами или пакерами-пробками) при использовании продуктивных пластов выше интервала(ов) расширения 11.

Предлагаемый способ позволяет ликвидировать заколонные перетоки, в том числе и по заколонному цементу, за счет расширения обсадной колонны на 4-8,5% относительно внутреннего диаметра, а также снизить материальные затраты и ускорить процесс ремонта скважины за счет меньших нагрузок и давлений, а также количества операций - по одной на каждый интервал расширения.

Способ ликвидации заколонных перетоков, включающий расширение обсадной колонны в каждом интервале перетоков за пределы упругих деформаций до устранения зазоров между обсадной колонной и цементом, а также между цементом и породой, отличающийся тем, что расширение обсадной колонны осуществляют устройством, снабженным роликами в качестве рабочих элементов, которое спускают на колонне бурильных труб до верхней отметки интервала необходимого расширения выше существующего или предварительно выполненного интервала перфорации, после чего вращением устройства с одновременной подачей вниз и закачкой жидкости, под действием которой ролики выходят в рабочее положение, воздействуя на внутреннюю поверхность обсадной колонны, расширяют ее методом развальцовывания на всем интервале перетока или на нескольких отдельных участках, причем при развальцовке создают избыточное напряжение на стенки обсадной колонны для дополнительного упрочнения заколонного цемента уплотнением его по толщине, при этом диаметр развальцевателя в рабочем положении выбирают на 4-8,5% больше внутреннего диаметра обсадной колонны до ее расширения.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Способ крепления горизонтального ствола скважины заключается в том, что в пробуренный ствол скважины спускают компоновку для цементирования, включающую колонный башмак, фильтр, патрубок с заглушками и колонну обсадных труб.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах. Многоцелевой гелеобразующий состав включает 3-4 мас.% карбоксиметилцеллюлозы или полианионной целлюлозы, 5-14 мас.% алюмокалиевых квасцов, 0,2-06 мас.% сульфанола, 0,2-0,6 мас.% пропиленгликоля, 0,02-0,06 тетрабората натрия и воду. Техническим результатом является получение нетоксичного гелеобразующего состава с уменьшенной плотностью. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов. Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) добывающих скважин в карбонатных коллекторах включает закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5-3 м3 на 1 м нефтенасыщенного интервала и нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, причем закачку кислотного состава осуществляют с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, которые определяют математическим моделированием процесса с учетом изменения устьевого и забойного давления, типа кислотного состава, типа отклонителя, пористости и проницаемости породы, причем для оптимизации расхода закачки кислотного состава получают зависимости оптимального расхода закачки от удельного объема закачки реагентов с различными константами реакции. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 пр., 11 ил.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре. Способ включает подачу насосом в зону ствола скважины или в призабойную зону скважины гелеобразующего материала для борьбы с поглощением бурового раствора (LCM), включающего жидкость-носитель, содержащую полимеризующиеся соединения. Причем материал для борьбы с поглощением дополнительно включает инициатор полимеризации и капли ускорителя в оболочках, содержащегося в них. Подвергают гелеобразующий материал воздействию, достаточному для разрушения целостности оболочек. Обеспечивают контакт между полимеризующимися соединениями, инициатором полимеризации и ускорителем. Техническим результатом является повышение эффективности устранения поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил., 7 табл., 5 пр.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии. В нижнюю часть противофильтрационного техногенного экрана, содержащего долеритовые породы, закачивают цементный раствор на основе сульфатостойкого или глиноземистого цементов с ускорителем схватывания (2 % CaCl2) под давлением, превышающим гидростатическое, через скважины, пробуренные из подземных выработок. В цементный раствор в качестве заполнителя используют хвосты обогатительной фабрики с фракцией 0,1-0,25 мм, соответствующей мелкозернистым пескам. Выдерживают до затвердевания. После затвердевания созданный породо-цементный слой предохранительного экрана тампонируют локальными инъекциями синтетических смол под давлением, меньшим давления разрыва толщи рудного предохранительным целика, оставленного под экраном. Причем цементный раствор закачивают под давлением 0,7-0,8 МПа, а локальные инъекции синтетических смол проводят под давлением 0,5-0,6 МПа. А в качестве синтетической смолы используют гидроактивные композиции на базе ЛТ-70 с добавкой растворителя - диметилформамида в количестве 20-25 %. Техническим результатом является повышение прочности и усиление противофильтрационных свойств экрана при заполнении (консервации) карьера. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею. При этом частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. 7 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение качества цементирования скважин и эффективности работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня. Газоцементный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: тампонажный цемент 100, алюминиевый порошок 0,1-0,6, смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,02-0,05 при соотношении их мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам капитального ремонта скважин. Способ включает расширение обсадной колонны в каждом интервале перетоков за пределы упругих деформаций до устранения зазоров между колонной и цементом, а также между цементом и породой. Расширение осуществляют устройством, снабженным роликами в качестве рабочих элементов, которое спускают на колонне бурильных труб до верхней отметки интервала необходимого расширения выше существующего или предварительно выполненного интервала перфорации, после чего вращением устройства с одновременной подачей вниз и закачкой жидкости, под действием которой ролики выходят в рабочее положение, воздействуя на внутреннюю поверхность обсадной колонны, расширяют ее методом развальцовывания на всем интервале перетока или на нескольких отдельных участках. При развальцовке создают избыточное напряжение на стенки обсадной колонны для дополнительного упрочнения заколонного цемента уплотнением его по толщине, при этом диаметр развальцевателя в рабочем положении выбирают на 4-8,5 больше внутреннего диаметра обсадной колонны до ее расширения. Ускоряется процесс ремонта, уменьшается количество операций. 3 ил.

Наверх