RU2208132C1 - Neutral densifying fluid for wells - Google Patents
Neutral densifying fluid for wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2208132C1 RU2208132C1 RU2002113940/03A RU2002113940A RU2208132C1 RU 2208132 C1 RU2208132 C1 RU 2208132C1 RU 2002113940/03 A RU2002113940/03 A RU 2002113940/03A RU 2002113940 A RU2002113940 A RU 2002113940A RU 2208132 C1 RU2208132 C1 RU 2208132C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- properties
- fluid
- neutral
- wells
- sulfanol
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к составу тампонажных и буферных жидкостей для герметизации межколонного и межтрубного пространства скважин и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности. The invention relates to the composition of grouting and buffer fluids for sealing annular and annular spaces of wells and can be used in the oil and gas industry.
Известно, что для скважины потеря герметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ) обязана главным образом процессам коррозии труб (до 90% случаев), а также дефектам резьбовых соединений труб (до 5%), браку труб (до 1%) и другим малоизученным причинам (до 4%) [1]. It is known that for a well, the loss of tightness of the casing string and tubing (tubing) is mainly due to pipe corrosion processes (up to 90% of cases), as well as defects in pipe threaded joints (up to 5%), pipe defects (up to 1%) and other poorly understood reasons (up to 4%) [1].
При этом происходит движение потоков пластовых флюидов через дефекты герметичности элементов конструкции скважин и скважинного оборудования, что приводит к возникновению межколонного давления (МКД) и ограничивает возможность нормальной эксплуатации скважины по причине создания аварийных ситуаций, связанных с возможностью образования грифонов и фонтанирования, перетоков флюидов в сопредельные геологические горизонты и образования вторичных техногенных залежей. In this case, the flow of formation fluids through the impermeability defects of the structural elements of the wells and downhole equipment occurs, which leads to the appearance of annular pressure (MCD) and limits the possibility of normal operation of the well due to the emergence of emergencies associated with the possibility of the formation of griffins and gushing, fluid flows into adjacent geological horizons and the formation of secondary technogenic deposits.
Для изоляции нарушений герметичности скважины и скважинного оборудования, а также снижения интенсивности коррозионных процессов в скважине при контакте с пластовыми флюидами практикуют заполнение межколонного и межтрубного пространства скважины неагрессивной, нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкостью, способной кольматировать дефекты герметичности скважины благодаря своим аномальным реофизическим свойствам, которые определяются составом такой жидкости [2, 3]. In order to isolate leakages in the well and downhole equipment, as well as to reduce the intensity of corrosion processes in the well when in contact with formation fluids, it is practiced to fill the annulus and annular space of the well with a non-aggressive, neutral sealing (over-packer) fluid that is able to clog well tightness defects due to its anomalous rheophysical properties, which determined by the composition of such a liquid [2, 3].
Известен тампонажный раствор для изоляции (уплотнения) дефектов герметичности скважины, содержащий углеводородную жидкость и утяжелитель (двуокись титана), которым заполняют кольцевое пространство в скважине [4, 5]. A well-known grouting mortar for isolating (sealing) well tightness defects, containing hydrocarbon fluid and a weighting agent (titanium dioxide), which fill the annular space in the well [4, 5].
Однако такой раствор недостаточно эффективно оказывает изолирующий эффект в течение длительного срока нахождения в скважине по причине своей низкой кинетической стабильности, т.е. седиментации дисперсной фазы (двуокиси титана) и потере раствором требуемых для изоляции (кольматации) технологических качеств. However, such a solution is not sufficiently effective in providing an insulating effect for a long time in the well due to its low kinetic stability, i.e. sedimentation of the dispersed phase (titanium dioxide) and loss of the technological properties required for isolation (colmatation) by the solution.
Помимо этого, выделяющаяся в осадок двуокись титана представляет собой мелкодисперсный порошок, который при уплотнении может вызвать образование в межтрубном пространстве прочных пробок, прихват НКТ и пакера. In addition, titanium dioxide released into the sediment is a fine powder, which, when compacted, can cause the formation of strong plugs in the annulus, and the sticking of tubing and packer.
Известен также состав для разобщения пласта от ствола скважины, содержащий крахмал, неионогенное ПАВ, мел и воду [6], а также состав надпакерной жидкости, содержащий карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), асбестовую крошку и воду [3]. Also known is a composition for separating the formation from the wellbore, containing starch, a nonionic surfactant, chalk and water [6], as well as a composition of an overpacker liquid containing carboxyl methyl cellulose (CMC), asbestos chips and water [3].
К недостаткам указанных составов относится достаточно быстрая во времени потеря ими тампонажных и герметизирующих свойств вследствие жизнедеятельности (биоценоза) сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), присутствующих в стволе скважины и в пласте. The disadvantages of these compositions include a relatively quick loss in time of grouting and sealing properties due to the vital activity (biocenosis) of sulfate-reducing bacteria (SBB) present in the wellbore and in the formation.
Известно, что крахмал и КМЦ, входящие в указанные составы, относятся к категории полисахаридов и производных целлюлозы и являются питательной средой для жизнедеятельности СВБ [7, 8]. It is known that starch and CMC, which are included in these compositions, belong to the category of polysaccharides and cellulose derivatives and are a nutrient medium for the functioning of SVB [7, 8].
В результате этого процесса указанные составы в течение короткого времени претерпевают деструкцию и потерю своих технологических свойств и, как следствие, не могут долговременно выполнять герметизующую функцию. Кроме того, в результате жизнедеятельности СВБ в среде крахмала или КМЦ выделяется сероводород, который является крайне агрессивным коррозионным агентом для элементов конструкции скважины, что приводит к дальнейшему развитию дефектов герметичности. As a result of this process, these compositions for a short time undergo destruction and loss of their technological properties and, as a result, cannot perform the sealing function for a long time. In addition, hydrogen sulfide is released as a result of the life of the SSB in starch or CMC, which is an extremely aggressive corrosive agent for well construction elements, which leads to the further development of tightness defects.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является задавочно-промывочная жидкость для скважин в многолетнемерзлых породах, содержащая воду, ПАВ "сульфанол", углеводородную жидкость в виде газового конденсата, бентонитовую глину и соль в виде хлористого кальция [9]. Closest to the proposed invention is a flushing and flushing liquid for wells in permafrost, containing water, a sulfanol surfactant, a hydrocarbon liquid in the form of gas condensate, bentonite clay and a salt in the form of calcium chloride [9].
Указанная жидкость после ее приготовления представляет собой прямую эмульсию типа "масло в воде", где дисперсионной средой является вода, дисперсной фазой - газовый конденсат, а эмульгирующее и стабилизирующее действие для эмульсии обеспечивают ПАВ "сульфанол" и бентонитовая глина. This liquid after its preparation is a direct oil-in-water emulsion, where the dispersion medium is water, the dispersed phase is gas condensate, and the emulsifying and stabilizing effect for the emulsion is provided by the sulfanol surfactant and bentonite clay.
Роль хлористого кальция в составе указанной жидкости сводится к понижению ее температуры замерзания. The role of calcium chloride in the composition of the specified liquid is reduced to lowering its freezing temperature.
Недостатком указанной жидкости является невысокая по времени ее агрегативная устойчивость, определяемая процессами коалесценции дисперсной фазы (газового конденсата) в эмульсии, что приводит к расслоению эмульсии и потере ею свойств для кольматации дефектов герметичности. Кроме того, указанная жидкость не проявляет свойств, ингибирующих коррозию оборудования и подавление роста СВБ. The disadvantage of this fluid is its low aggregate stability, which is determined by the coalescence of the dispersed phase (gas condensate) in the emulsion, which leads to the separation of the emulsion and its loss of properties for the maturation of leakage defects. In addition, this liquid does not exhibit properties that inhibit corrosion of equipment and suppress the growth of SSC.
Изобретение решает техническую задачу повышения герметизирующих свойств жидкости для кольматации дефектов герметичности оборудования скважины и усиление ее способности для ингибирования коррозии оборудования скважины и подавления роста СВБ. The invention solves the technical problem of increasing the sealing properties of the fluid to mop up the leakage defects of the equipment of the well and enhancing its ability to inhibit corrosion of the equipment of the well and suppress the growth of SSC.
Под герметизирующим качеством жидкости для кольматации дефектов герметичности скважинного оборудования понимают способность жидкости длительное время сохранять свою эмульсионную структуру, обладая при этом высокими аномальными реологическими свойствами, которые определяют эффект кольматации (статическое и динамическое напряжение сдвига, динамическая вязкость). The sealing quality of a fluid for the prevention of leakage defects in downhole equipment is understood to mean the ability of a fluid to maintain its emulsion structure for a long time, while possessing high anomalous rheological properties that determine the effect of mudding (static and dynamic shear stress, dynamic viscosity).
Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин, содержащая техническую воду, углеводородную фазу, хлористый кальций в качестве понизителя температуры замерзания, сульфанол в качестве эмульгатора и бентонитовую глину в качестве стабилизатора эмульсии, согласно изобретению дополнительно содержит в качестве стабилизатора, ингибитора коррозии и бактерицида метиловый спирт и гидрооксид натрия, а в качестве углеводородной фазы - отработанное компрессорное масло МС-20 при следующем соотношении ингредиентов, маc. %:
Отработанное компрессорное масло МС-20 - 23,00-35,00
Гидрооксид натрия - 1,00-3,00
Хлористый кальций - 3,00-5,00
Спирт метиловый - 6,00-10,00
Бентонитовая глина - 14,00-18,00
Сульфанол - 0,50-1,30
Техническая вода - Остальное
Приготовление рекомендуемой нейтральной уплотняющей жидкости в промысловых условиях производят на дневной поверхности в следующей последовательности.A neutral sealing fluid for wells containing industrial water, a hydrocarbon phase, calcium chloride as a freezing point reducer, sulfanol as an emulsifier and bentonite clay as an emulsion stabilizer according to the invention additionally contains methyl alcohol and sodium hydroxide as a stabilizer, corrosion inhibitor and bactericide. and as the hydrocarbon phase - spent compressor oil MS-20 in the following ratio of ingredients, wt. %:
Spent compressor oil MS-20 - 23.00-35.00
Sodium hydroxide - 1.00-3.00
Calcium Chloride - 3.00-5.00
Methyl alcohol - 6.00-10.00
Bentonite clay - 14.00-18.00
Sulfanol - 0.50-1.30
Industrial Water - Else
The preparation of the recommended neutral sealing fluid in the field is carried out on the day surface in the following sequence.
1. В зависимости от конструктивных особенностей скважины определяют необходимое количество нейтральной уплотняющей жидкости и ингредиентов, составляющих ее в соответствии с рецептурой предлагаемого состава. 1. Depending on the design features of the well, the required amount of neutral sealing fluid and the ingredients that make it up in accordance with the recipe of the proposed composition are determined.
2. В отдельную емкость вводят расчетное количество отработанного компрессорного масла МС-20 и добавляют в режиме перемешивания расчетное количество ПАВ "сульфанол". 2. The calculated amount of spent compressor oil MS-20 is introduced into a separate container and the calculated amount of sulfanol surfactant is added in the mixing mode.
3. В другую емкость вводят расчетное количество технической воды и добавляют последовательно в режиме перемешивания расчетное количество метилового спирта, гидрооксида натрия, хлористого кальция, бентонитовой глины. 3. A calculated amount of industrial water is introduced into another container and the calculated amount of methyl alcohol, sodium hydroxide, calcium chloride, bentonite clay is added sequentially in the mixing mode.
Полученную смесь перемешивают в течение 1-2 ч. The resulting mixture was stirred for 1-2 hours.
4. Полученную по пункту 3 смесь заливают в масляный раствор с ПАВ, полученный по пункту 2, и перемешивают в течение 1-1,5 ч до получения жидкости с однородной эмульсионной структурой;
5.Подготовленную по п.1-4 нейтральную уплотняющую жидкость используют по назначению в качестве жидкости для заполнения межтрубного либо межколонного пространства с целью кольматации дефектов герметичности труб и скважинного оборудования.4. The mixture obtained in
5. Prepared according to
Механизм повышения герметизирующих свойств предлагаемой нейтральной уплотняющей жидкости представляется следующим. The mechanism for improving the sealing properties of the proposed neutral sealing fluid is as follows.
При перемешивании исходных ингредиентов по указанной схеме, как показали проведенные микроскопические исследования, образуется стабильная дисперсная система по типу прямой эмульсии "масло в воде", агрегативная устойчивость которой определяется структурно-механическими факторами. Эти факторы обусловлены:
- образованием на внешней поверхности границы раздела прямой эмульсии в дисперсионной водной среде бронирующих защитных слоев из глинистых минералов;
- образованием на внутренней поверхности границы раздела прямой эмульсии в частицах дисперсной фазы (масла) защитных слоев из микроэмульсии по типу "вода в масле".When mixing the starting ingredients according to this scheme, as shown by microscopic studies, a stable dispersed system is formed like a direct oil-in-water emulsion, the aggregative stability of which is determined by structural and mechanical factors. These factors are due to:
- the formation on the outer surface of the interface of the direct emulsion in a dispersive aqueous medium of armor protective layers of clay minerals;
- the formation on the inner surface of the interface of the direct emulsion in the particles of the dispersed phase (oil) of the protective layers of microemulsions of the type "water in oil".
Известно, что твердые частицы (например, глинистые минералы), концентрируясь на границе раздела фаз эмульсии, образуют бронирующие оболочки, которые препятствуют флокуляции и коалесценции дисперсной фазы [10]. It is known that solid particles (for example, clay minerals), concentrating on the phase boundary of the emulsion, form armor shells that prevent flocculation and coalescence of the dispersed phase [10].
При этом тип стабилизируемой эмульсии определяется правилом "ориентированных клиньев", согласно которому дисперсионной средой (внешней фазой эмульсии) является та жидкость, которая лучше смачивает твердый стабилизатор (глинистые минералы). Moreover, the type of stabilized emulsion is determined by the rule of "oriented wedges", according to which the dispersion medium (the external phase of the emulsion) is the liquid that better wetts the solid stabilizer (clay minerals).
В нашем случае такой жидкостью является вода. Улучшить в большей мере смачивание глинистых минералов водой и, как следствие, их закрепление на границе раздела фаз, т.е стабильность образуемой эмульсии, возможно повышением гидрофильности глинистых минералов (активацией глин) путем введения в эмульсию гидрооксида натрия [8]. In our case, such a liquid is water. To improve to a greater extent the wetting of clay minerals with water and, as a result, their fixation at the phase boundary, that is, the stability of the emulsion formed, it is possible to increase the hydrophilicity of clay minerals (activation of clays) by introducing sodium hydroxide into the emulsion [8].
Другим фактором, который обеспечивает повышение агрегативной устойчивости рекомендованной нейтральной уплотняющей жидкости, является стабилизация ее дисперсной фазы (масла) оболочкой из микроэмульсии, которая образуется в системе при введении вспомогательного ПАВ - метилового спирта [11]. Another factor that provides an increase in the aggregate stability of the recommended neutral sealing fluid is the stabilization of its dispersed phase (oil) by a microemulsion shell, which is formed in the system with the introduction of an auxiliary surfactant - methyl alcohol [11].
Согласно теории микроэмульсий [12], образование таких систем происходит самопроизвольно при смешении нерастворимых в обычном состоянии жидкостей (углеводород и вода) при условии снижения межфазного натяжения между ними до сверхнизких значений (порядка сотых долей мДж/м2) за счет добавки основного и вспомогательного ПАВ.According to the theory of microemulsions [12], the formation of such systems occurs spontaneously when mixing normally insoluble liquids (hydrocarbon and water), provided that the interfacial tension between them is reduced to ultralow values (of the order of hundredths of mJ / m 2 ) due to the addition of the main and auxiliary surfactants .
Функция основного ПАВ (сульфанол) сводится к частичному снижению межфазного натяжения на границе раздела фаз. Роль вспомогательного ПАВ (метилового спирта) заключается в образовании совместно с основным ПАВ смешанного адсорбционного слоя с крайне низким значением межфазного натяжения. The function of the main surfactant (sulfanol) is reduced to a partial decrease in interfacial tension at the phase boundary. The role of auxiliary surfactant (methyl alcohol) is to form, together with the main surfactant, a mixed adsorption layer with an extremely low interfacial tension.
При этом самопроизвольно образуется высокодисперсная система, состоящая из дисперсионной среды (растворитель) и дисперсной фазы [13]. In this case, a finely dispersed system consisting of a dispersion medium (solvent) and a dispersed phase spontaneously forms [13].
Последняя представляет собой сферические или пластинчатые агрегаты мицелл, т. е. упорядочено расположенные молекулы дисперсной фазы с включениями внутренних молекул растворителя (явление солюбилизации) [9,12]. The latter is spherical or lamellar aggregates of micelles, that is, ordered molecules of the dispersed phase with inclusions of internal solvent molecules (ordered solubilization) are ordered [9,12].
Такие системы, называемые микроэмульсиями, обладают очень высокой агрегативной устойчивостью - благодаря крайне низкому значению межфазного натяжения система имеет минимум свободной энергии и термобарически стабильна. При этом размер образований мицелл в микроэмульсии очень мал и варьирует в пределах сотен единиц нанометра. Such systems, called microemulsions, have a very high aggregate stability - due to the extremely low value of interfacial tension, the system has a minimum of free energy and is thermobarically stable. At the same time, the micelle formation size in the microemulsion is very small and varies within hundreds of nanometer units.
Наличие таких комплексов мицелл в микроэмульсии определяет ее неньютоновские свойства (аномальную вязкость, псевдопластичность), что положительно сказывается в реализации структурно-механического фактора повышения устойчивости прямой эмульсии микроэмульсией [11]. The presence of such micelle complexes in a microemulsion determines its non-Newtonian properties (anomalous viscosity, pseudoplasticity), which positively affects the realization of the structural-mechanical factor of increasing the stability of a direct emulsion by microemulsion [11].
Структура рекомендуемой нейтральной уплотняющей жидкости была исследована микроскопически, и было установлено, что глобулы дисперсной фазы (масла) в основной прямой эмульсии имеют размер в пределах 10-5-10-4 м и стабилизированы снаружи слоем глинистых минералов, а изнутри - бронирующей оболочкой микроэмульсии.The structure of the recommended neutral sealing fluid was examined microscopically, and it was found that the globules of the dispersed phase (oil) in the main direct emulsion have a size in the range of 10 -5 -10 -4 m and are stabilized externally by a layer of clay minerals, and from the inside by the armor shell of the microemulsion.
Размеры этих глобул сопоставимы с размерами дефектов герметичности резьбовых соединений и благоприятны для их кольматации. The sizes of these globules are comparable with the sizes of the tightness defects of threaded joints and are favorable for their colmatization.
В предлагаемом составе в качестве углеводородной жидкости вместо газового конденсата (по прототипу) используют отработанное компрессорное масло МС-20. In the proposed composition, as a hydrocarbon liquid, instead of gas condensate (according to the prototype), used MS-20 compressor oil is used.
Целесообразность этого обусловлена следующими факторами:
- недефицитность и дешевизна указанного продукта, который является отходом производства и имеется в компрессорном хозяйстве нефтегазодобывающих предприятий;
- наличие в составе отработанного масла мелкодисперсных механических включений (до 3%), которые усиливают агрегативную устойчивость прямых эмульсий и являются кольматантами дефектов герметичности в отличие от чистого газового конденсата;
- сходность компонентного состава отработанного масла и газового конденсата с преобладанием в первом случае тяжелых углеводородных фракций, благоприятно влияющих на аномальные реологические свойства прямой эмульсии, которые необходимы для эффективной кольматации дефектов герметичности скважинного оборудования.The feasibility of this is due to the following factors:
- the deficiency and low cost of the specified product, which is a waste product and is available in the compressor economy of oil and gas companies;
- the presence of finely dispersed mechanical impurities in the composition of the used oil (up to 3%), which enhance the aggregative stability of direct emulsions and are leak detection defects as opposed to pure gas condensate;
- the similarity of the component composition of the used oil and gas condensate with the predominance in the first case of heavy hydrocarbon fractions, which favorably affect the anomalous rheological properties of the direct emulsion, which are necessary for the effective maturation of leakage defects in downhole equipment.
Предлагаемая нейтральная уплотняющая жидкость является высокотехнологичной, т.е. простой в приготовлении и в транспортировке существующими насосными агрегатами. Жидкость является термостабильной в интервале температур (от - 49 до +100oС) и может длительно находиться в стволе скважины, не претерпевая деструкции.The proposed neutral sealing fluid is high-tech, i.e. easy to prepare and transport with existing pumping units. The fluid is thermostable in the temperature range (from - 49 to +100 o C) and can be in the wellbore for a long time without undergoing degradation.
Проведенные исследования реологических, ингибирующих и бактерицидных свойств различных составов жидкости (табл.1) показали, что по сравнению с известными составами рекомендованная нейтральная уплотняющая жидкость обладает лучшими герметизирующими свойствами, а также проявляет ингибирующие свойства и подавляет рост СВБ благодаря присутствию в своем составе гидрооксида натрия, который обеспечивает высокую щелочность среды и метилового спирта, обладающего бактерицидными свойствами (табл.2). Studies of the rheological, inhibitory and bactericidal properties of various liquid compositions (Table 1) showed that, in comparison with the known compositions, the recommended neutral sealing liquid has better sealing properties, as well as exhibits inhibitory properties and inhibits the growth of SSC due to the presence of sodium hydroxide in its composition. which provides a high alkalinity of the medium and methyl alcohol with bactericidal properties (table 2).
Пример 1. Для оценки эффективности применения рекомендуемой нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкости и составов по аналогу и прототипу предлагаемого изобретения были проведены специальные экспериментальные исследования на установке, схема которой приведена на чертеже. Example 1. To assess the effectiveness of the use of the recommended neutral sealing (overpacker) liquid and compositions according to the analogue and prototype of the present invention, special experimental studies were conducted on the installation, the diagram of which is shown in the drawing.
Схема экспериментальной установки по исследованию работы обсадной колонны с негерметичным резьбовым соединением включает:
фрагмент обсадной колонны длиной 1,5 м; наружным диаметром 168,3 мм; толщиной стенки 10 мм 1; муфта наружным диаметром 187,7 мм с трапецеидальной и треугольной резьбой 2; расходный бак с флюидом 3; поршневой разделитель 4; ручной пресс 5; газовый баллон 6; кран высокого давления 7,8,9,10; манометр 11,12,13; трубки высокого давления 14.The scheme of the experimental installation for the study of casing with an unpressurized threaded connection includes:
a 1.5 m long casing string; outer diameter 168.3 mm;
Фрагмент обсадной колонны соединяется с расходным баком, содержащим флюиды, трубками высокого давления. Расходный бак присоединяется к газовому баллону и поршневому разделителю, который в свою очередь соединяется с ручным прессом. Установка позволяет следующее. A fragment of the casing string is connected to a flow tank containing fluids by high pressure pipes. The supply tank is connected to a gas cylinder and a piston separator, which in turn is connected to a hand press. Installation allows the following.
1. Исследовать гидродинамические процессы блокирования уплотняющей надпакерной жидкостью утечек по резьбовым соединениям в условиях, приближенных к реальным (например, при изгибе и растяжении), в частности, определить расход флюидов через резьбовые соединения эксплуатационных колонн, а также замерить кинетику давления флюидов внутри колонны труб. 1. To study the hydrodynamic processes of blocking by a sealing over-packer fluid leaks through threaded joints under conditions close to real ones (for example, during bending and tension), in particular, to determine the flow rate of fluids through threaded joints of production casing, and also to measure the kinetics of fluid pressure inside the pipe string.
2. Изучить сравнительную эффективность многоразовых составов, используемых для герметизации резьбовых соединений обсадных колонн. 2. To study the comparative effectiveness of reusable compositions used for sealing threaded joints of casing strings.
При проведении экспериментов обсадная колонна с негерметичным резьбовым соединением в каждом случае заполнялась газом, водой, составами по аналогу и прототипу, а также рекомендуемым составом уплотняющей жидкости. Затем внутри колонны создавалось давление 15 МПа. Наличие утечек флюидов контролировалось по падению давления во времени внутри колонны с помощью манометра 7. Результаты исследований приведены в табл.3. During the experiments, the casing with an unpressurized threaded connection in each case was filled with gas, water, compositions similar and prototype, as well as the recommended composition of the sealing fluid. Then, a pressure of 15 MPa was created inside the column. The presence of fluid leaks was monitored by the pressure drop over time inside the column using a
На основании этих данных и в т. ч. результатов исследования физико-химических свойств нейтральных уплотняющих жидкостей (табл.2) установлено, что лучшими характеристиками для изоляции нарушений герметичности скважины и скважинного оборудования, а также ограничения процессов коррозии и развития СВБ обладают рекомендованные составы 1-3. Based on these data, including the results of a study of the physicochemical properties of neutral sealing fluids (Table 2), it was established that the recommended compositions have the best characteristics for isolating leakages in the well and downhole equipment, as well as limiting corrosion processes and the development of SVB 1 -3.
Пример 2. Промысловые испытания рекомендуемой нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкости на скважине 360 Канчуринского подземного хранилища газа. Example 2. Field tests of the recommended neutral sealing (over-packer) fluid at the well 360 of the Kanchurinsky underground gas storage.
Геолого-техническая характеристика скважины:
- диаметр и глубина спуска эксплуатационной колонны (168 мм/1873,8 м);
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной (до 365 м);
- качество цемента и его сцепления за эксплуатационной колонной (неудовлетворительное);
- диаметр и глубина спуска технической колонны (245 мм/1490,5 м);
- высота подъема цементного раствора за технической колонной (до устья);
- открытый ствол диаметром 139,7 мм в интервале (1873,8-2210 м);
- диаметр и глубина спуска НКТ (89 мм/1880 м);
- величина межколонного давления (12,5 МПа);
- давление в затрубном пространстве (12,5 МПа).Geological and technical characteristics of the well:
- diameter and depth of descent of the production casing (168 mm / 1873.8 m);
- the height of the cement slurry behind the production casing (up to 365 m);
- the quality of cement and its adhesion behind the production casing (unsatisfactory);
- diameter and depth of descent of the technical column (245 mm / 1490.5 m);
- the height of the cement slurry behind the technical column (to the mouth);
- an open trunk with a diameter of 139.7 mm in the interval (1873.8-2210 m);
- diameter and depth of the tubing descent (89 mm / 1880 m);
- the value of the annular pressure (12.5 MPa);
- pressure in the annulus (12.5 MPa).
Работы по ликвидации межколонного давления проводись в следующей последовательности. После приготовления уплотняющей жидкости на дневной поверхности осуществляли стравливание межколонного давления в скважине до нуля. После этого в кольцевой зазор между технической и эксплуатационной колонной с устья скважины закачали 26,42 м3 рекомендуемой уплотняющей жидкости до полного заполнения негерметичного межколонного пространства. По окончании этой операции кран на межколонном пространстве был закрыт, и с помощью манометра осуществляли наблюдение межколонного давления.Work to eliminate annular pressure was carried out in the following sequence. After preparing the sealing fluid on the day surface, the annular pressure in the well was vented to zero. After that, 26.42 m 3 of the recommended sealing fluid was pumped into the annular gap between the technical and production casing from the wellhead until the leaky annular space was completely filled. At the end of this operation, the crane in the annular space was closed, and the annular pressure was monitored using a manometer.
Проведенные наблюдения показали, что каналы негерметичности в цементном камне и резьбовых соединений эксплуатационной колонны были тампонированы рекомендованным составом, так как давление в межколонном пространстве снизилось с 12,5 МПа до нуля и в течение года после проведения операции не повышалось. The observations showed that the leakage channels in the cement stone and the threaded joints of the production string were plugged with the recommended composition, since the pressure in the annular space decreased from 12.5 MPa to zero and did not increase within a year after the operation.
Источники информации
1. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами // Автореферат диссер. на соиск. уч. степени д.т.н. - Уфа, 1984.Sources of information
1. Yusupov I.G. Mounting oil wells with organo-mineral composite materials // Abstract of the thesis. for a job. student degree of doctor of technical sciences - Ufa, 1984.
2. 3агиров М. М. Повышение эксплуатационной надежности скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 25 с. 2. 3agirov M. M. Increasing the operational reliability of wells. - M.: VNIIOENG, 1982. - 25 p.
3. Егурцов Н.А. Методы выявления причин и способы ликвидации межколонного газопроявлений в скважинах ПХГ7 // Транспорт и подземное хранение газа. - Экспресс-информ. ВНИИЭГАЗПРОМ; Вып.2. - М.,1991. - 10-13 с. 3. Egurtsov N.A. Methods for identifying causes and methods for eliminating annular gas showings in UGS7 wells // Transport and underground gas storage. - Express inform. VNIIEGAZPROM;
4. Пат. Франции 2434977, Е 21 В 33/14, 43/24. Опубл. 2 мая 1980, 18. 4. Pat. France 2434977, E 21 B 33/14, 43/24. Publ. May 2, 1980, 18.
5. А. с. 1040117 СССР, Е 21 В 33/138, Бюл. 33;1983 г. 5. A. p. 1040117 USSR, Е 21 В 33/138, Bull. 33; 1983
6. А.с. 1044768 СССР, Е 21 В 33/138, Бюл. 36;1983 г. 6. A.S. 1044768 USSR, Е 21 В 33/138, Bull. 36; 1983
7. Ягафарова Г.Г. Оценка экотоксического действия зарубежных и отечественных буровых реагентов. Башкирский экологический вестник, Уфа, 2000, 2, с. 23 -38. 7. Yagafarova G.G. Assessment of the ecotoxic effects of foreign and domestic drilling reagents. Bashkir Ecological Bulletin, Ufa, 2000, 2, p. 23 -38.
8. Ивачев А.М. Промывочные жидкости. М.: Недра, 1975, с. 79. 8. Ivachev A.M. Flushing fluids. M .: Nedra, 1975, p. 79.
9. А.с. 1130587 СССР, С 09 К 7/02, Бюл. 47; 1984 г. 9. A.S. 1130587 USSR, S 09
10. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия. - М.: Высшая школа, 1992. - 414 с. 10. Schukin E.D., Pertsov A.V., Amelina E.A. Colloid chemistry. - M.: Higher School, 1992 .-- 414 p.
11. Перегудов Л.И. и др. Стабилизация эмульсии микроэмульсией. - Коллоидн. журн., 1981, 6, с. 1096. 11. Peregudov L.I. et al. Stabilization of the emulsion by microemulsion. - Colloidn. Zh., 1981, 6, p. 1096.
12. Щукин Е.Д. и др. Физико-химические основы получения микроэмульсий. - Коллоидн. журн., 1983, 4, с. 726. 12. Schukin E.D. and other Physico-chemical fundamentals of microemulsions. - Colloidn. Zh., 1983, 4, p. 726.
13. Старковский А. В. и др. Роль спирта в образовании микроэмульсий. - Коллоидн. журн., 1983, 5, с. 1014. 13. Starkovsky A. V. et al. The role of alcohol in the formation of microemulsions. - Colloidn. Zh., 1983, 5, p. 1014.
Claims (1)
Отработанное компрессорное масло МС-20 - 23,00 - 35,00
Гидрооксид натрия - 1,00 - 3,00
Хлористый кальций - 3,00 - 5,00
Спирт метиловый - 6,00 - 10,00
Бентонитовая глина - 14,00 - 18,00
Сульфанол - 0,50 - 1,30
Техническая вода - ОстальноетA neutral sealing fluid for wells containing industrial water, a hydrocarbon phase, calcium chloride as a freezing point reducer, sulfanol as an emulsifier, bentonite clay as an emulsion stabilizer, characterized in that it additionally contains methyl alcohol and sodium hydroxide as a stabilizer, an inhibitor corrosion and bactericide, and as the hydrocarbon phase - spent compressor oil MS-20 in the following ratio of ingredients, wt.%:
Spent compressor oil MS-20 - 23.00 - 35.00
Sodium Hydroxide - 1.00 - 3.00
Calcium Chloride - 3.00 - 5.00
Methyl alcohol - 6.00 - 10.00
Bentonite clay - 14.00 - 18.00
Sulfanol - 0.50 - 1.30
Industrial Water - Remaining
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002113940/03A RU2208132C1 (en) | 2002-05-28 | 2002-05-28 | Neutral densifying fluid for wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002113940/03A RU2208132C1 (en) | 2002-05-28 | 2002-05-28 | Neutral densifying fluid for wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2208132C1 true RU2208132C1 (en) | 2003-07-10 |
Family
ID=29211945
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002113940/03A RU2208132C1 (en) | 2002-05-28 | 2002-05-28 | Neutral densifying fluid for wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2208132C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1297626C (en) * | 2003-12-22 | 2007-01-31 | 吐哈石油勘探开发指挥部技术监测中心 | Anticorrosion preservative agent special for sleeve for oilfield well drilling and well cementing |
| RU2475624C2 (en) * | 2008-03-11 | 2013-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved water-based insulating liquids and relating methods |
| RU2588499C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks |
-
2002
- 2002-05-28 RU RU2002113940/03A patent/RU2208132C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1297626C (en) * | 2003-12-22 | 2007-01-31 | 吐哈石油勘探开发指挥部技术监测中心 | Anticorrosion preservative agent special for sleeve for oilfield well drilling and well cementing |
| RU2475624C2 (en) * | 2008-03-11 | 2013-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved water-based insulating liquids and relating methods |
| RU2588499C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| Caenn et al. | Composition and properties of drilling and completion fluids | |
| US5585333A (en) | Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods | |
| CA2558052C (en) | Well fluid and method using hollow particles | |
| AU676278B2 (en) | Method for drilling and cementing a well | |
| US5117909A (en) | Well conduit sealant and placement method | |
| US7893011B2 (en) | Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids | |
| EA011561B1 (en) | Method of drilling borehole providing fluid loss control | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| US2779418A (en) | Method of increasing production from wells | |
| AU2014281149B2 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
| CN109868125A (en) | A kind of deep drilling well high bearing strength sealing agent and preparation method thereof | |
| US6170574B1 (en) | Method of forming cement seals in downhole pipes | |
| Nutskova et al. | Research of oil-based drilling fluids to improve the quality of wells completion | |
| Peysson | Solid/liquid dispersions in drilling and production | |
| US3724565A (en) | Method of controlling lost circulation | |
| US3126958A (en) | Cementing casing | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| RU2208132C1 (en) | Neutral densifying fluid for wells | |
| EP0444542B1 (en) | Cementing compositions containing polyethyleneimine phosphonate derivatives as dispersants | |
| EA010638B1 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| US1460788A (en) | Drilling wells | |
| Messenger et al. | Lost circulation corrective: time-setting clay cement | |
| Salehi et al. | A novel cement slurry design applicable to horizontal well conditions | |
| CA3139114C (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040529 |