Спосіб цементування кондуктора

 

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при ліквідації свердловини.

Відомий спосіб вторинного цементування кондуктора включає відсікання експлуатаційної колони, встановлення цементного мосту на голові залишилася частини колони з подальшим цементуванням затрубного простору кондуктора, при цьому відсічену частину колони піднімають, встановлюють її в свердловині на глибині не менше 10 м нижче голови кондуктора, встановлюють цементний сальник між черевиком відсіченої частини колони і головою кондуктора, а потім цементують затрубний простір кондуктора. Запропонований спосіб забезпечує герметизацію устя свердловини при відсутності верхній частині кондуктора (патент РФ №2135741, опубл. 27.08.1999).

Найбільш близьким до запропонованого винаходу по технічній сутності є спосіб вторинного цементування кондуктора через спеціальні отвори в кондукторі після вилучення обсадної колони (Ремонтно-ізоляційні роботи по оздоровленню фонду ускладнених свердловин (Керівництво з проведення), М, ВНИИОЭНГ, 1991 р., сер. "Техніка і технологія видобутку нафти і облаштування нафтових родовищ", с. 17 - прототип). Спосіб полягає в следукают з свердловини, на голові експлуатаційної колони встановлюють цементний міст. Потім вище башмака кондуктора створюють спеціальні отвори, через які і виробляють цементування кондуктора шляхом нагнітання цементного розчину по колоні насосно-компресорних труб.

Недоліком відомих способів є порушення цілісності експлуатаційної колони, не припустима при ліквідації свердловини.

У запропонованому винаході вирішується завдання цементування кондуктора ліквідованої свердловини із збереженням цілісності експлуатаційної колони.

Задача вирішується тим, що в способі цементування кондуктора, що включає створення отворів в кондукторі вище його черевика і нагнітання цементного розчину через отвори, згідно винаходу, на гирлі свердловини герметизують простір між кондуктором та експлуатаційною колоною, отвори в кондукторі створюють одночасної перфорацією експлуатаційної колони і кондуктора через експлуатаційну колону, роз'єднують експлуатаційну колону на інтервалі нижче підошви кондуктора, по експлуатаційній колоні через перфораційні отвори і заколонное простір кондуктора прокачують цементний розчин, разбуривают місце ра� заколонное простір кондуктора, проводять термометрію по експлуатаційній колоні, аналізують термограмму, інтервали з збільшеними значеннями температури відзначають як зацементовані.

Сутність винаходу

При ліквідації свердловини важливо виключити заколонние перетоки рідин особливо в інтервалах кондуктора, де знаходяться основні водоносні горизонти з питною водою. При цьому обов'язковою умовою є збереження цілісності експлуатаційної колони як основного елемента свердловини. Існуючі технічні рішення не забезпечують ці вимоги. У запропонованому винаході вирішується завдання цементування кондуктора ліквідованої свердловини із збереженням цілісності експлуатаційної колони. Задача вирішується наступним чином.

На гирлі свердловини герметизують простір між кондуктором та експлуатаційною колоною, наприклад, зварюванням. В експлуатаційній колоні проводять термометрію з записом фонового значення температури в інтервалі кондуктора. В експлуатаційну колону спускають перфоратор і перфорують отвори одночасно в експлуатаційній колоні і кондукторі в інтервалі підошви кондуктора. Експлуатаційну колону на інтервалі нижче підошви кондуктора роз'єднують нционной колоні через перфораційні отвори в заколонное простір кондуктора прокачують цементний розчин. Разбуривают місце роз'єднання експлуатаційної колони. У період тепловиділення при твердінні цементного розчину, закачаного в заколонное простір кондуктора, проводять термометрію по експлуатаційній колоні. Аналізують термограмму в порівнянні з фоновим значенням. Інтервали з збільшеними значеннями температури відзначають як зацементовані. При необхідності перфорують незацементированние інтервали і повторюють операції. В результаті вдається заізолювати заколонное простір кондуктора і забезпечити відсутність перетоків солоних вод в прісні водоносні горизонти.

Приклад конкретного виконання

Готують до ліквідації нафтовидобувну свердловину. Конструкція свердловини включає напрямок до глибини 10 м, кондуктор до глибини 170 м і експлуатаційну колону до глибини 1700 м. Свердловина була в експлуатації 50 років. На гирлі свердловини герметизують простір між кондуктором і експлуатаційної колоною зварюванням. В експлуатаційній колоні проводять термометрію з записом фонового значення температури в інтервалі кондуктора. В експлуатаційну колону спускають перфоратор і перфорують 10 отворів одночасно в експлуатаційній колоні і кондукторі в интерора з глибини 175 м ставлять цементний міст глибиною 50 м. По експлуатаційній колоні через перфораційні отвори і заколонное простір кондуктора прокачують цементний розчин з розрахунку до виходу на денну поверхню. Разбуривают цементний міст в експлуатаційній колоні. Через 18 годин з моменту замішування цементу, тобто в період тепловиділення, проводять термометрію по експлуатаційній колоні. Аналізують термограмму в порівнянні з фоновим значенням. Відзначають наявність цементу в усьому інтервалі кондуктора.

У результаті роблять висновок про повної ізоляції заколонного простору кондуктора.

Застосування запропонованого способу дозволить вирішити завдання цементування кондуктора ліквідованої свердловини із збереженням цілісності експлуатаційної колони.

Спосіб цементування кондуктора, що включає створення отворів в кондукторі вище його черевика і нагнітання цементного розчину через отвори, відрізняється тим, що на гирлі свердловини герметизують простір між кондуктором та експлуатаційною колоною, отвори в кондукторі створюють одночасної перфорацією експлуатаційної колони і кондуктора через експлуатаційну колону, роз'єднують експлуатаційну колону на інтервалі нижче підошви кондуктора, Ўт цементний розчин, разбуривают місце роз'єднання експлуатаційної колони, в період тепловиділення при твердінні цементного розчину, закачаного в заколонное простір кондуктора, проводять термометрію по експлуатаційній колоні, аналізують термограмму, інтервали з збільшеними значеннями температури відзначають як зацементовані.



 

Схожі патенти:

Тампонажний полегшений матеріал

Винахід відноситься до тампонажним розчинів, використовуваних для цементування обсадних колон нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, ускладнених наявністю шарів з низьким тиском гідророзриву. Тампонажний полегшений матеріал містить цемент ПЦТ-І-100, полегшує добавку - спучений вермикуліт, технічну сіль, хімічний реагент Кріплення, при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: цемент ПЦТ-І-100 - 84,75; вермикуліт - 9,42; Кріплення - 1,13; NaCl - 4,7. Технічний результат - запобігання гідророзриву в процесі цементування свердловин за рахунок поліпшення параметрів тампонажного цементу, підвищення міцності цементного каменю при низьких і помірних температурах на ранній стадії тверднення при одночасному зниженні щільності тампонажного розчину. При замішуванні тампонажного розчину - спучений вермикуліт, технічна сіль. 1 табл.
Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при будівництві свердловини з горизонтальним закінченням. Забезпечує ліквідацію аварійності при спуску хвостовика в умовах осипання порід в свердловині. Перед спуском хвостовика проводять заповнення горизонтального закінчення глинистим розчином підвищеної в'язкості. Хвостовик забезпечують центраторами в найбільш щільних частинах інтервалів зон осипання і спускають на бурильних трубах з колонним роз'єднувачем до інтервалу на початку горизонтального закінчення з малою швидкістю, не залишаючи колону без руху. При спуску хвостовика періодично виконують вирівнювання бурового розчину. Після закінчення спуску проводять технологічну витримку до прихвативания хвостовика, контролюють прихвативание хвостовика, промивають хвостовик і заколонное простір, відвертають бурильні труби від хвостовика, навертають цементировочную голівку, прокачують по хвостовика цементний розчин заколонное простір і проводять цементування заколонного простору хвостовика. Після підйому бурильних труб проводять технологічну витримку для схоплювання і твердіння цементу, разбуривают залишки цементу в хвіст�

Спосіб будівництва горизонтальної свердловини

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при будівництві свердловини. У способі будівництва горизонтальної свердловини ведуть буріння похило-спрямованого стовбура через гірські породи, спуск верхній обсадної колони, цементування заколонного простору за верхній обсадної колоною, горизонтального буріння стовбура з верхньої обсадної колони в нижній нафтовий пласт, спуск нижньої обсадної колони з частковим розміщенням останньої в нижній частині верхньої обсадної колони, цементування заколонного простору за нижній обсадної колоною, перфорацію горизонтального стовбура, спуск у верхню обсадну колону колони насосно-компресорних труб з пакером з установкою пакера і башмака колони насосно-компресорних труб у верхній обсадної колоні над нижньою обсадної колоною і проведення гідророзриву в горизонтальному стовбурі. У складі верхньої обсадної колони в інтервалі верхнього продуктивного пласта використовують обсадні труби підвищеної товщини, де розміщують пакер. При проведенні гідророзриву нижнього нафтового пласта створюють тиск над пакером, допустиме на верхню обсадну колону. Потім проводять одночасний скидання тиску нижче і�ие свердловини. Висоту цементного кільця між верхом пакера і нижнім нафтовим пластом визначають із співвідношення: , де Ргрп - тиск гідророзриву пласта, МПа; Рнп - тиск в надпакерном просторі у процесі гідророзриву пласта, МПа; L - висота цементного кільця між верхом пакера і нижнім нафтовим пластом, м; 2 - коефіцієнт надійності цементного кільця, МПа/м. Забезпечується виключення перетоків по тріщині гідророзриву, зминання експлуатаційної колони вище місця встановлення пакера і зниження обводненості продукції, що видобувається. 1 мул, 1 пр.
Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при ступінчастому цементуванні свердловини. При ступінчастому цементуванні свердловини проводять цементування першої ступені, введення в колону нижній пробки для відкриття циркуляційних отворів цементувальної муфти ступеневого цементування, періодичне промивання стовбура свердловини через циркуляційні отвори в період очікування затвердіння цементу першої ступені, цементування другої щаблі з введенням в колону верхньої пробки для закриття циркуляційних отворів цементувальної муфти ступеневого цементування. При цементуванні першої ступені продавлюють тампонажний цемент порціями бурового розчину, води і знову бурового розчину з установкою тампонажного цементу в затрубном просторі вище муфти ступеневого цементування, а порції води в обсадної колоні в інтервалі цементувальної муфти ступеневого цементування, при очікуванні затвердіння цементу першого ступеня проводять циклічну циркуляцію бурового розчину по обсадній колоні через цементировочную муфту ступеневого цементування з виходом на гирлі через затрубний простір до повного видалення тампонажного цементрвой ступені при цементуванні другий ступені по обсадній колоні прокачують порцію буферного розчину і розрахунковий об'єм тампонажного цементу, розміщують верхню пробку і продавлюють технічною водою до розміщення пробки в інтервалі цементувальної муфти ступеневого цементування і перекриття отворів останньої, підвищують тиск в обсадної колоні на 0,5-1,5 МПа вище робочого при закачуванні до закриття отворів цементувальної муфти ступеневого цементування і проводять очікування затвердіння цементу, а при освоєнні свердловини разбуривают верхню пробку. В якості буферного розчину використовують водний розчин поверхнево-активної речовини і триполіфосфату натрію. 1 з.п. ф-ли, 3 ін.

Пристрій для ізоляції пластів в свердловині

Винахід відноситься до нафтової і газової промисловості і може бути використано для ізоляції пластів в свердловині при її кріпленні. Пристрій включає порожнистий корпус з верхнім радіальним отвором, щонайменше одним, нижнім радіальним отвором, щонайменше одним, зовнішнім поздовжнім пазом, щонайменше одним. Верхнє радіальний отвір перекрито зрізним штифтом. Нижня радіальний отвір перекрито кільцевої підпружиненою втулкою з внутрішньою кільцевою проточкою. Зовні корпусу поміщений кожух, який утворює з ним кільцеву камеру. Пристрій містить перемикач положень з профільованим пазом, в якому поміщена частина полого зрізного штифта зовні корпусу. В нижній частині пристрою, нижче профільованого паза корпусу, поміщений пакер. Кільцева втулка і перемикач положень пристрої з'єднані між собою рухомим з'єднанням і поміщені в кільцевій камері з можливістю переміщення, при гідравлічному повідомленні порожнини корпусу з профільованим пазом, за кодом перемикача. Один з цих кодів містить таке положення пристрою, при якому порожнину корпусу гідравлічно повідомлена з порожниною пакера через нижні отвори корпусу, внутрішню до�ежности роботи пристрою і розширення області застосування. 2 іл.

Спосіб приготування тампонажного розчину і пристрій для його здійснення

Винахід відноситься до області кріплення нафтових і газових свердловин, а саме до способів приготування тампонажного розчину в промислових умовах з використанням активаторів цементного розчину гидроструйно-механічного дії типу «струмінь в струмінь». Спосіб приготування тампонажного розчину з використанням цементосмесительной машини, цементировочного агрегату (ЦА) і осреднительной ємності включає змішування цементу в рідини замішування. Перекачують отриманий розчин насосом цементировочного агрегату за високонапірної нагнітальній гідролінії в осреднительную ємність. Нагнітають отриманий тампонажний розчин у свердловину по високонапірної нагнітальній гідролінії з допомогою іншого цементировочного агрегату. При цьому в одну з високонапірних нагнітальних гідроліній підключають активатор цементного розчину гідромеханічного дії типу «струмінь в струмінь». Струменя, що минає з двох бокових конусоїдальних гидромониторних насадок, спрямовані назустріч один одному і утворюють при зустрічі гідравлічний екран. Центральна струмінь, що виходить з конусоидальной насадки, забезпеченою вставкою, спрямована перпендикулярно до гідравлічного екрану. При цьому уп�ьную гидролинию для перекачування цементного розчину в осреднительную ємність. Причому вставку центральної насадки активатора цементного розчину гідромеханічного дії вибирають з можливістю формування доцентровий потоку. До приєднувальним резьбам втулки і меншому ступені корпусу пригвинчені перехідники, забезпечені елементами такого з'єднання. Технічним результатом є підвищення міцності цементного каменю, скорочення термінів схоплювання цементу. 2 н. і 1 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб закінчування газових свердловин

Спосіб може бути використаний в області споруди газових свердловин на родовищах і підземних сховищах природного газу, попутного нафтового газу, гелію, вуглекислого та інших газів. В процесі буріння В зоні непроникною покрівлі над продуктивним пластом створюють розширену кільцеву камеру, яка сполучається з внутриколонним простором через отвори спеціальної муфти обсадної колони. Камеру і внутриколонное простір заповнюють гидрозатворной рідиною, яка створює постійне перевищення гідростатичного тиску стовпа рідини над пластовим тиском газу. Технічним результатом є підвищення ефективності та якості будівництва газових свердловин, а також безпеку їх експлуатації за рахунок створення надійного, більш якісного і постійно діючого гідрозатвори, що запобігає міграції газу через заколонное простір. 4 іл.

Спосіб будівництва горизонтальної свердловини

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при будівництві горизонтальної свердловини. Забезпечує збільшення продуктивної частини свердловини, зони її харчування і збільшення дебіту свердловини. Сутність винаходу: спосіб будівництва горизонтальної свердловини включає проходку вертикального ділянки, ділянки викривлення і горизонтального стовбура, спуск обсадної колони в свердловину і цементування. Згідно винаходу проходку вертикального ділянки виконують із входом в продуктивний пласт. В свердловину спускають експлуатаційну колону з фільтрової нижньою частиною з довжиною, не меншою глибини входу в продуктивний пласт. Вище фільтрової частини колони встановлюють пакер. Вище пакера встановлюють циркуляційний клапан і цементують заколонное простір через циркуляційний клапан. Після цементування разбуривают пакер і продовжують буріння з входом в нижележащий шар, підйомом в продуктивний пласт і бурінням по продуктивного пласту. 1 пр., 1 іл.

Спосіб закінчування свердловини

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при будівництві нафтових свердловин з горизонтальним закінченням, призначених для ефективної розробки сложнопостроенних і слабопроникних нефтенасищенних пластів. Спосіб закінчування свердловини включає буріння, обсаживание і кріплення вертикального стовбура свердловини до продуктивного горизонту, горизонтального буріння стовбура свердловини. Виділяють нефтенасищенние ділянки. Розміщують в горизонтальному стовбурі перфорований хвостовик з відкритими перфораційними отворами в далекій від гирла свердловини частини, з цементировочним вузлом і з закритими кислоторастворимими заглушками перфораційними отворами в середній частині і з ближньої до гирла свердловини цілісною частиною. Цементують заколонное простір середній частині хвостовика через цементировочний вузол з підйомом цементу до кінця ближньої до гирла свердловини цілісної частини. Очікують твердіння цементу. Знижують гідростатичний рівень і отримують приплив пластової рідини з інтервалу далекої від гирла свердловини частині хвостовика. При наявності слабкого припливу проводять роботи по його інтенсифікації в незацементированной частині хвостовика з изолированиемтную обробку середній частині хвостовика до розчинення магнієвих заглушок і частини заколонного цементу. Здійснюють промивання свердловини та інтенсифікацію припливу з інтервалу середній частині хвостовика. Технічним результатом є підвищення дебіту свердловини. 1 іл., 1 пр.

Роз'єднувач (варіанти)

Винахід відноситься до пристроїв для цементування свердловин буріння на обсадних трубах. Технічним результатом є забезпечення можливості передачі крутного моменту на долото вправо. Роз'єднувач містить корпус 1 підвіски, що несе трубу 2, гайку 5, сполучну втулку 11 і наполегливу втулку 7. Корпус 1 має ступеневу внутрішню і зовнішню поверхні. Гайка 5 має ліву різьбу по зовнішній поверхні для взаємодії з корпусом 1 підвіски і шліци на внутрішній поверхні для взаємодії з несучою трубою 2. Сполучна втулка 11 встановлена зсередини на кінці несучої труби 2 і забезпечена підвісний пробкою 13 і срезаемой прохідною пробкою 14. Втулка упорна 7 для фіксації опорного підшипника 8 встановлена зовні на кінці несучої труби 2, кінець якої виконаний ступінчастим. Зовнішній діаметр середньої ступені виконаний рівним внутрішньому діаметру гайки 5. Зовнішній діаметр нижньої ступені виконаний рівним внутрішньому діаметру корпусу 1 підвіски і зовнішньому діаметру опорного підшипника 8. Нижня щабель несучої труби 2 встановлена з можливістю розвантаження торцевою поверхнею на опорний підшипник 8 і з'єднана з корпусом 1 підвіски з можливістю повороту щодо дсом 1 підвіски і запобігання одвороту гайки 5 при бурінні, причому втулка 4 подпружінена і виконана з елементами 9 для взаємодії з корпусом 1 підвіски з торцевої поверхні для забезпечення можливості взаємодії при обертанні. Зовнішній діаметр втулки 4 менше зовнішнього діаметра корпуса 1 підвіски для забезпечення можливості обертання при роз'єднанні. Елементи 9 для взаємодії виконані типу шип-паз. 2 н. і 2 з.п. ф-ли, 7 іл.

Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів, що застосовуються для ізоляції водопритоков у свердловину. Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину включає послідовну закачування коагулянту - 25% розчину хлористого кальцію, буферного шару прісної води і гивпана. Додатково в якості наповнювача в гивпан вводять відхід виробництва поліетилентерефталату - ПЕТФ з малої ступенем полімеризації з розрахунку 18-24 мас.%. Технічним результатом є зниження проникності кернів. 1 іл., 7 табл., 3 пр.

Спосіб поинтервальной кислотної обробки горизонтальної свердловини, що експлуатує карбонатний колектор

Винахід відноситься до нафтовидобутку. Технічний результат - інтенсифікація видобутку нафти з горизонтальної свердловини, збільшення дебіту нафти в 1,5-2 рази, зниження обводненості продукції, що видобувається на 30-50%. У способі поинтервальной кислотної обробки горизонтальної свердловини, що експлуатує карбонатний колектор, що включає спуск колони труб в свердловину, закачування по колоні труб в пласт кислотних сполук, до початку обробки в горизонтальній свердловині проводять геофізичні дослідження. Виділяють і поділяють інтервали горизонтальної свердловини на дві групи. У першу групу включають інтервали з проникністю від 40 до 70 мД і обводненностью видобутої продукції від 70 до 80%. У другу групу включають інтервали з проникністю від 5 до 39 мД і обводненностью видобутої продукції від 50 до 69%. Потім спускають в горизонтальну свердловину заглушену знизу колону труб, оснащену двома пакерами з перфорованим патрубком між ними. Потім проводять послідовну обробку інтервалів горизонтальної свердловини, що належать до першої групи, шляхом герметичного відсікання кожного інтервалу з подальшою чергується закачуванням в кожен інтервал у три цикли тимчасового блокуючого складу з ра·с при 20°C, і кислотного складу з витратою 54-66 м3/год. Після обробки інтервалів горизонтальної свердловини, що належать до першої групи, витягують колону труб з горизонтальної свердловини, на гирлі горизонтальної свердловини колону труб вище перфорованого патрубка оснащують імпульсним пульсаторами рідини і знову спускають заглушену знизу колону труб, оснащену двома пакерами з перфорованим патрубком між ними, в горизонтальну свердловину. Виробляють обробку інтервалів горизонтальної свердловини другої групи шляхом герметичного відсікання кожного інтервалу з подальшою імпульсної закачуванням в кожен інтервал самоотклоняющейся кислотної композиції на основі гелирующего агента з витратою 24-36 м3/ч. 3 іл.

Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до способів ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта, а також до способів для регулювання профілю прийомистості нагнітальних свердловин, до способів для обробки пласта, до способів для регулювання розробки нафтових родовищ, і може використовуватися для ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра, для ліквідації заколонних газопроявів, міжколонних тисків і міжпластових перетоків в заколонном просторі свердловини. Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта включає закачування суміші кремнійвміщуваних речовини з високодисперсним гідрофобним матеріалом. Додатково закачують лужної сток виробництва капролактаму ЩСПК. При цьому в якості кремнійвміщуваних речовини використовують кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини 44,9-77,0; високодисперсні гідрофобні матеріали 0,1-3,0; лужної сток пропризабойной зони, збільшення нефтевитесняющей здібності закачуваних композицій, які володіють пластичними властивостями на відміну від прототипу, необхідними для більш ефективної ліквідації проблеми пескопроявления, ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра. 6 з.п. ф-ли, 4 табл., 5 пр.

Гелеутворюючий склад, суха суміш і способи його приготування

Група винаходів відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до складів для вирівнювання профілю прийомистості в нагнітальних свердловинах і обмеження притоку води у видобувних свердловинах, а також може бути використана для ліквідації зон поглинань при ремонті видобувних і нагнітальних свердловин. Суха суміш містить співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% і резорцин - 6,3-11,4 мас.% або співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% і аеросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеутворюючий склад готують за допомогою розчинення будь-якої із вказаних сумішей у воді. Причому гелеутворюючий складу без аеросилу може бути отриманий також внесенням параформа у воду відразу після сополімеру акриламіду та акрилової кислоти, а резорцину - після повного розчинення сополімеру акриламіду та акрилової кислоти. Одержуваний гелеутворюючий склад містить співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - решта або співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аеросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - решта. Технічним результато�ості у воді, що використовується для його приготування сухої суміші, спрощення приготування складу, при високій механічній та термічній стійкості. 3 н. п. ф-ли, 3 табл., 5 іл., 8 пр.

Газоцементний тампонажний розчин

Винахід відноситься до нафтогазової галузі промисловості, зокрема до тампонажним розчинів, використовуваних для кріплення слабосцементированних пухких порід і цементування обсадних колон нафтогазових, геотермальних і спеціальних свердловин, а також для відновлення привибійної зони пласта при капітальному ремонті свердловин. Технічний результат - підвищення якості цементування свердловин та ефективності робіт по кріпленню пухких слабосцементированних порід привибійної зони пласта при ремонті свердловин за рахунок використання газоцементного тампонажного розчину з поліпшеними технологічними властивостями, зумовленими зниженим динамічним напругою зсуву, збільшенням часу початку газовиділення і підвищеною міцністю утворюється при твердінні цементного каменю. Газоцементний тампонажний розчин містить, мас.ч.: тампонажний цемент 100, алюмінієвий порошок 0,1-0,6, суміш фосфанола і нитрилотриметилфосфоновой кислоти 0,02-0,05 при співвідношенні їх мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.

Спосіб поточного ремонту підземних свердловин

Винахід відноситься до способів поточного ремонту підземних свердловин. Спосіб включає нагнітання суспензії частинок кремнезему, яка сама по собі не має цементуючих властивостей, у порожнини у пошкодженій цементної оболонці або поруч з нею. При цьому частинки кремнезему реагують з затверділим цементом з утворенням ущільнення. 7 з.п. ф-ли, 12 іл., 4 табл.

Спосіб герметизації протифільтраційного екрана під водоймою після відпрацювання кар'єра

Винахід відноситься до способів ліквідації притоку підземних вод в гірничі виробки при доопрацюванні родовищ підземним способом, наприклад, для умов кріолітозони Західної Якутії. У нижню частину протифільтраційного техногенного екрана, що містить долеритовие породи, закачують цементний розчин на основі сульфатостійкого або глиноземистого цементу з прискорювачем схоплювання (2 % CaCl2) під тиском, що перевищує гідростатичний, через свердловини, пробурені з підземних виробок. В цементний розчин в якості заповнювача використовують хвости збагачувальної фабрики з фракцією 0,1-0,25 мм, відповідної дрібнозернистим пісках. Витримують до затвердіння. Після затвердіння створений породо-цементний шар запобіжного екрану тампонують локальними ін'єкціями синтетичних смол під тиском, меншим тиску розриву пласта рудного запобіжним цілика, залишеного під екраном. Причому цементний розчин закачують під тиском 0,7-0,8 МПа, а локальні ін'єкції синтетичних смол проводять під тиском 0,5-0,6 МПа. А як синтетичної смоли використовують гідроактівні композиції на базі ЛТ-70 з добавкою розчинника - диметилформамід в кількості 20-25 %. Ті�олнении (консервації) кар'єра. 5 з.п. ф-ли, 2 іл.

Спосіб ізоляції водопритоков в свердловину (варіанти)

Група винаходів відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів проведення ремонтно-ізоляційних робіт у видобувних свердловинах, а також тампонування промитих зон в нагнітальних свердловинах. Спосіб ізоляції водопритоков у свердловину включає закачування в зону ізоляції водоизоляционной композиції, що складається з модифікованого рідкого скла, 3,6-10 або 1-3,5 об.ч. етилацетату і поверхнево-активної речовини. При цьому в водоизоляционной композиції в якості модифікованого рідкого скла при температурах вище 10°С використовують 100 об.ч. високомодульного рідкого скла з силікатним модулем 3,5-6 і щільністю 1025-1200 кг/м3. В якості поверхнево-активної речовини застосовують 0,2 об.ч. миючого препарату з масовою часткою поверхнево-активних речовин 30-38% і температурою замерзання не вище мінус 30°С. Технічним результатом є підвищення ефективності ізоляції водотоку і розширення температурного діапазону застосування способів. 2 н. п. ф-ли, 2 ін., 2 табл.

Спосіб усунення заколонних перетоків і міжколонних тисків в нафтових і газових свердловинах

Даний винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використано при будівництві нафтових і газових свердловин. У способі усунення заколонних перетоків і міжколонних тисків, що включає приготування аерованих полегшеного і нормальної щільності тампонажних розчинів, їх послідовне нагнітання в обсадну колону і продавку в заколонное і межколонное простору продавочної рідини, як аерованих полегшеного і нормальної щільності тампонажних розчинів використовують седиментационно-стійкі мелкодисперсно-аеровані розчини з густинами не вище 1650 кг/м3 і не нижче 1800 кг/м3, що містять бездобавочний портландцемент і термостійку пластифицирующе-розширює добавку, що включає каолінову глину, термічно активовану при температурі 900÷1000°C з питомою поверхнею 300÷400 м2/кг, сульфат алюмінію, борну кислоту і воздухововлекающую добавку Аеропласт, що виключає утворення стійкої піни, і рідина замішування при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: бездобавочний портландцемент 85-75, каолінова глина 10-18, сульфат алюмінію 4,7-6,1, борна кислота 0,2-0,5, повітровтягуюча добавка Аеропласт 0,1-0,4, рідина затв�тационно-стійкий аэрированний полегшений тампонажний розчин з регульованою щільністю не більше 1650 кг/м3, потім аэрированний тампонажний розчин нормальної щільності не більш 1950 кг/м3, причому необхідні щільності тампонажних розчинів забезпечують зміною водосмесевого відносини, інтенсивністю і тривалістю перемішування, а продавку ведуть до часткового витіснення аерованого полегшеного тампонажного розчину з заколонного (міжколонними) простору продавочної рідини, нагрітої до 50÷60°C, у зимовий період та при цементуванні низькотемпературних свердловин. Технічний результат - підвищення якості цементування. 2 табл.

Обробка свердловини

Група винаходів відноситься до нефтепромисловим застосувань, зокрема до способів для усунення поглинання бурового розчину в забої свердловини, в підземному резервуарі. Спосіб включає подачу насосом в зону стовбура свердловини або в привибійну зону свердловини гелеутворюючої речовини матеріалу для боротьби з поглинанням бурового розчину (LCM), що включає рідина-носій, що містить полімеризуючі з'єднання. Причому матеріал для боротьби з поглинанням додатково включає ініціатор полімеризації і краплі прискорювача в оболонках, що міститься в них. Піддають гелеутворюючий матеріал впливу, достатньому для руйнування цілісності оболонок. Забезпечують контакт між полімеризуються сполуками, ініціатором полімеризації і прискорювачем. Технічним результатом є підвищення ефективності усунення поглинання. 2 н. і 18 з.п. ф-ли, 3 іл., 7 табл., 5 пр.
Up!