RU2068489C1 - Способ крепления скважин - Google Patents

Способ крепления скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2068489C1
RU2068489C1 RU92003771A RU92003771A RU2068489C1 RU 2068489 C1 RU2068489 C1 RU 2068489C1 RU 92003771 A RU92003771 A RU 92003771A RU 92003771 A RU92003771 A RU 92003771A RU 2068489 C1 RU2068489 C1 RU 2068489C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
viscosity
hardening
grouting material
hydrophobic
back material
Prior art date
Application number
RU92003771A
Other languages
English (en)
Other versions
RU92003771A (ru
Inventor
Анатолий Александрович Васильченко
Original Assignee
Украинский научно-исследовательский институт природных газов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Украинский научно-исследовательский институт природных газов filed Critical Украинский научно-исследовательский институт природных газов
Priority to RU92003771A priority Critical patent/RU2068489C1/ru
Publication of RU92003771A publication Critical patent/RU92003771A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2068489C1 publication Critical patent/RU2068489C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Использование: в области изоляции и разобщения продуктивных пластов. Обеспечивает повышение герметичности крепи и предотвращение смятия обсадной колонны. Сущность изобретения: закачивают в заданное место заколонного пространства скважины твердеющий тампонажный материал и нетвердеющий тампонажный материал, приобретающий свойства пластического тела после установки в скважине. Для этого устанавливают путем подбора компонентов (гидрофобной жидкости и загустителей) при моделировании пластовой температуры способность нетвердеющего тампонажного материала приобретать свойства пластического тела. Затем растворяют часть загустителей в гидрофобной жидкости до выравнивания вязкости нетвердеющего тампонажного материала с вязкостью твердеющего тампонажного материала и перед закачкой добавляют остальную часть загустителя с тем, чтобы полное растворение и образование пластического тела произошло в заданном месте заколонного пространства. Способ предусматривает также полное растворение загустителя в поверхностных условиях, а регулирование вязкости осуществляют путем подогрева нетвердеющего тампонажного материала. 2 з.п.ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к области крепления скважин, в частности, к области изоляции и разобщения продуктивных пластов.
Известен способ крепления скважин, включающий последовательную закачку твердеющего тампонажного материала и нетвердеющего, который представляет собой суспензию резиновой крошки и лигнина в воде /см. а.с. СССР N 1303701, кл. Е 21 В 33/14, от 17.04.87 г. авт. Лышко Г.Н. и др./.
Недостатком этого изобретения является то, что нетвердеющий тампонажный материал содержит свободную воду, которая способна отфильтроваться в поры или трещины цементного камня или горных пород и таким образом создать пустоты для перетоков нефти и газа.
Наиболее близким аналогом-прототипом является способ крепления скважин, включающий последовательную закачку в скважину твердеющего тампонажного материала и нетвердеющего, размещения нетвердеющего состава против непроницаемых пластов, при этом нетвердеющий тампонажный материал представляет собой водную систему /гель водного раствора полиакриламида с трехвалентным хромом/ c диспергированным в ней воздухом /см. а.с. СССР N 1301961, кл. Е 21 В 33/138, от 07.04.87 г. Куксов А.М. и др./.
Недостатком этого изобретения является низкая герметичность крена, обусловленная тем, что полимерный гель, используемый в качестве нетвердеющего тампонажного материала, обладает способностью стареть /явление синерезиса/, уменьшаться в объеме и выделять свободную воду. Это, в свою очередь, создает условия для заколонных перетоков нефти и газа. Кроме того, в месте установки /против непроницаемого пласта, представленного глинистыми или соленосными отложениями/ неизбежно возникают самодвижущиеся системы глина-вода-углеводороды и соль-вода-углеводороды, которые могут создавать давление на обсадную колонну, превышающую геостатическую нагрузку и вызвать смятие колонны.
Целью данного изобретения является повышение герметичности крепи и предотвращение смятия обсадной колонны.
Для достижения цели изобретения в качестве твердеющего тампонажного материала используют гидрофобный нетвердеющий тампонажный материал, приобретающий свойства пластического тела после его подачи в скважину, которые задают путем подбора соотношения гидрофобной жидкости и ее загустителей при заданных пластовых температурных условиях, при этом во время приготовления вязкость нетвердеющего гидрофобного материала регулируют до вязкости, равной вязкости твердеющего тампонажного материала.
Кроме того, вязкость нетвердеющего гидрофобного тампонажного материала регулируют путем приготовления заданного количества гидрофобного нетвердеющего тампонажного материала и последующего его нагрева до температуры, при которой его вязкость выравнивается с вязкостью твердеющего тампонажного материала.
А также вязкость нетвердеющего гидрофобного тампонажного материала регулируют во время его приготовления путем добавки в гидрофобную жидкость такого количества загустителей, чтобы обеспечить ее вязкость, равную вязкости твердеющего тампонажного материала с последующей добавкой оставшегося количества загустителей в гидрофобный твердеющий тампонажный материал непосредственно перед его закачкой в скважину.
Известно, что жидкость отличается от твердого и пластического тел, тем, что способна принимать форму сосуда под действием собственного веса. Пластическое тело способно изменять свою форму без разрушения под действием внешнего усилия.
Таким образом, сущность изобретения заключается в приготовлении в поверхностных условиях состава, способного прокачиваться насосом, как и твердеющий тампонажный материал, размещения указанного состава в заколонном пространстве и последующем преобразовании его в пластическое термодинамически стабильное тело, непроницаемое для пластовых флюидов, неспособное отфильтроваться в пласты, разупрочнять или растворять горные породы, корродировать тампонажный камень или обсадную колонну.
Выбор компонентного состава и осуществление способа производят следующим образом. По геологическим данным определяют температуру пласта в месте предполагаемой установки нетвердеющего тампонажного материала и выбирают из имеющихся компонентов необходимое соотношение гидрофобной жидкости /например, дизельного топлива/ и загущающего вещества /например, высокоокисленного битума ВОВ/ и опытным путем проверяют возможность образования пластического тела при заданной /пластовой/ температуре. Затем из имеющихся компонентов изготовляют смесь с вязкостью /параметром растекаемости/ соответствующим вязкости цементного раствора, т.е. растекаемость не ниже 17 18 см по конусу АзНИИ. Примеры подбора соотношения компонентов и температуры закачки при растекаемости 17 19 см и заданной пластовой температурой 60 70 oС приведены в таблице. Для обеспечения необходимой вязкости состава необходимо или растворить все вещества в жидкости и затем нагреть до температуры, при которой обеспечивается необходимая вязкость, /см. примеры 1 4 в табл. / или добавить столько загущающих веществ, чтобы обеспечить заданную вязкость, а остальное количество веществ вводят непосредственно перед закачкой смеси /см. примеры 6 8 в табл./.
Если смесь подогревают в поверхностных условиях, то в порциях твердеющего тампонажного раствора, которые предшествуют и следуют за нетвердеющим составом, дополнительно вводят расчетное количество замедлителя схватывания с учетом температуры нагрева и времени прокачивания. Для предотвращения быстрого остывания смеси может быть предусмотрен нагрев и твердеющего тампонажного раствора /затворение на горячей воде с замедлителем схватывания/, предшествующей смеси.
Возможность достижения цели изобретения и преимущества заявляемого технического решения по сравнению с базовым и изобретением по прототипу установлены в следующих лабораторных экспериментах.
В ходе эксперимента исследовалась способность пластического нетвердеющего тампонажного материала предотвратить перетоки флюидов в условиях образования крупных трещин, каналов в тампонажном камне и зазоров между тампонажным камнем и стенками скважины. Для моделирования каналов для перетока флюидов из обоймы 1 /см. чертеж/ для всестороннего обжима цементных образцов установки по определению газопроницаемости было удалено резиновое уплотнение. Затем на хлопчатобумажную ткань 4 был насыпан слой песка 5 толщиной 0,5 см. Кольцевое пространство заполнили 40% раствором ВОБ в дизельном топливе мазеобразной консистенции. После подключения баллона с газом в камере был создан перепад давления Р=2,5 МПа. Переток газа через камеру зафиксирован не был. После двухчасовой выдержки образца под давлением эксперимент был прекращен. Металлическую обойму в сборе с цементным образцом, раствором ВОБ, заполняющим зазор между ними, а также с прокладкой из ткани, и слоем песка между прокладкой и цементным образцом извлекли из установки и поместили в полиэтиленовую упаковку. Через 5 месяцев повторили определение проницаемости. При осуществлении перепада давления ΔP 2,5 МПа перетока через камеру не было.
Аналогичный результат был получен при использовании состава 4 /см. табл. /.
В качестве базового объекта был выбран твердеющий дисперсно-армированный тампонажный состав, включающий цемент ШПЦС-120 с водоцементным соотношением 0,45 с добавлением 0,5% асбеста марки АН-К-6.
Цилиндрические образцы после набора прочности имели прочность на сжатие 25 МПа, а проницаемость по воздуху 1,5.10-15 м2. Один из образцов подвергли 20-кратному нагружению на прессе давлением 20 МПа /80% от разрушающей нагрузки/ с продолжительностью воздействия 1 мин. Затем снова определили величину проницаемости, которая составила 8,8•10-11 м2. На основании этого опыта можно сделать вывод, что твердеющий дисперсноармированный тампонажный состав не обеспечивает надежной герметичности.
В следующем эксперименте испытывали герметизирующую способность состава по прототипу, приготовленного в результате смешивания 1000 мл полиакриламида с условной вязкостью 220 с по СПВ-5 и 20 мл 10% раствора Cr2(SO4)3. Смесь поместили в обойму 1 прибора, продавили через смесь цилиндрический цементный образец. Вместо резинового уплотнения использовали хлопчатобумажную ткань и песок /см. чертеж/. При подключении баллона с газом создать перепад давления в 2,5 МПа не удалось, так как система оказалась негерметичной. Кроме того, прогрев смеси при температуре 90 - 95oC в течение 6 ч привел к разрушению полимерного геля с отделением свободной воды.
В результате проведенных экспериментов установлено, что использование заявляемого технического решения обеспечивает надежную герметичность крепи, предлагаемый состав термодинамически стабилен. Тот факт, что слой пластического материала толщиной 2 3 мм на пористой подложке предотвращает переток газа, говорит о том, что высота пакерующей перемычки из нетвердеющего материала 1 2 м вполне достаточна для достижения цели изобретения.
2 3 таких перемычки могут гарантировать отсутствие заколонных флюидоперетоков даже при растрескивании и образовании каналов в цементном камне.

Claims (3)

1. Способ крепления скважин, включающий установку в заданном месте заколонного пространства скважины твердеющего тампонажного материала и нетвердеющего, отличающийся тем, что в качестве нетвердеющего тампонажного материала используют гидрофобный нетвердеющий тампонажный материал, приобретающий свойства пластического тела после подачи его в скважину, которые задают путем подбора соотношений гидрофобной жидкости и ее загустителей при заданных пластовых температурных условиях, при этом во время приготовления вязкость нетвердеющего гидрофобного тампонажного материала регулируют до вязкости, равной вязкости твердеющего тампонажного материала.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость нетвердеющего гидрофобного тампонажного материала регулируют путем приготовления заданного количества гидрофобного нетвердеющего тампонажного материала и последующего его нагрева до температуры, при которой его вязкость выравнивается с вязкостью твердеющего тампонажного материала.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость нетвердеющего гидрофобного тампонажного материала регулируют во время его приготовления путем добавки в гидрофобную жидкость такого количества загустителя, чтобы обеспечить ее вязкость, равную вязкости твердеющего тампонажного материала, с последующей добавкой оставшегося количества загустителей в гидрофобный нетвердеющий тампонажный материал непосредственно перед его закачкой в скважину.
RU92003771A 1992-10-26 1992-10-26 Способ крепления скважин RU2068489C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU92003771A RU2068489C1 (ru) 1992-10-26 1992-10-26 Способ крепления скважин

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU92003771A RU2068489C1 (ru) 1992-10-26 1992-10-26 Способ крепления скважин

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU92003771A RU92003771A (ru) 1995-04-20
RU2068489C1 true RU2068489C1 (ru) 1996-10-27

Family

ID=20131482

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU92003771A RU2068489C1 (ru) 1992-10-26 1992-10-26 Способ крепления скважин

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2068489C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2506407C2 (ru) * 2012-04-23 2014-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") Способ уплотнения крепи газовых скважин
US9090752B2 (en) 2009-07-21 2015-07-28 Andrey Ponomarev Multi-layered carbon nanoparticles of the fulleroid type

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР N 1303701, кл. E 21 B 33/13, 1987. Авторское свидетельство СССР N 1301961, кл. E 21 B 33/138, 1987. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9090752B2 (en) 2009-07-21 2015-07-28 Andrey Ponomarev Multi-layered carbon nanoparticles of the fulleroid type
RU2506407C2 (ru) * 2012-04-23 2014-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") Способ уплотнения крепи газовых скважин

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6732797B1 (en) Method of forming a cementitious plug in a well
Mikkelsen et al. Piezometers in fully grouted boreholes
US5921319A (en) Methods of terminating water flow in a subterranean formation
EA011139B1 (ru) Выполняемое на месте отверждение флюидов на основе обращенных эмульсий с целью образования газонепроницаемого затрубного барьера
CN107575186B (zh) 一种过筛管防砂工艺
EP1373681B1 (en) A method for pressure- and flow-preventive fixing of pipes in a well
RU2068489C1 (ru) Способ крепления скважин
WO2001094742A1 (en) Subterranean wellbore and formation emulsion sealing compositions
NO158735B (no) Masse for stoeping, saerlig for innstoeping av foringsroer i borehull,og framgangsmaate for framstilling av denne massen.
Vidick et al. How to solve lost circulation problems
CN115745476B (zh) 多孔性水泥聚合物复合材料、制备方法及其在天然气水合物储层的增强增渗应用
Brandl et al. Curing lost circulation issues and strengthening weak formations with a sealing fluid for improved zonal isolation of wellbores
Palencia Yrausquin et al. Experimental study on sand control in unconsolidated sandstones by chemical injection and hydraulic fracturing
RU2743555C1 (ru) Тампонажный раствор для блокирующего флюиды цементного камня (два варианта) и полимерный модификатор для жидкости затворения тампонажного раствора (три варианта)
NL2023940B1 (en) Method for plugging wellbores in the earth
RU2283422C1 (ru) Способ изоляции зон водопритока в скважине
RU2691229C1 (ru) Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации
JPH02221510A (ja) 地盤の改良方法およびその装置
RU2322569C2 (ru) Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине
RU2312973C1 (ru) Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин
RU2002109854A (ru) Способ герметизации трубного и заколонного пространства
RU2182566C1 (ru) Полимерцементная композиция, способ заполнения пустот с ее использованием (варианты) и устройство для осуществления способа
Eoff et al. Water-dispersible resin system for wellbore stabilization
RU2340760C1 (ru) Способ ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины
RU2241819C1 (ru) Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах