RU2213203C2 - Method of sealing of gas well lining - Google Patents
Method of sealing of gas well liningInfo
- Publication number
- RU2213203C2 RU2213203C2 RU2001130222A RU2001130222A RU2213203C2 RU 2213203 C2 RU2213203 C2 RU 2213203C2 RU 2001130222 A RU2001130222 A RU 2001130222A RU 2001130222 A RU2001130222 A RU 2001130222A RU 2213203 C2 RU2213203 C2 RU 2213203C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cement stone
- solution
- aluminum sulfate
- cement
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах в процессе их бурения и эксплуатации для восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the repair and insulation works (RIR) in gas, gas condensate and oil wells during drilling and operation to restore gas tightness of the lining, namely the cement ring.
Причинами негерметичности (газоводопроницаемости) цементного кольца в заколонном пространстве являются пористость цементного камня, а также поперечные и продольные трещины (щелевые дефекты) в нем. The causes of leakage (gas permeability) of the cement ring in the annulus are the porosity of the cement stone, as well as transverse and longitudinal cracks (crevice defects) in it.
Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца с целью предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих агентов: тампонажного раствора, растворов-полимеров и химических реагентов как на водной, так и на углеводородной основе (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с. 110-118). The work to restore the gas tightness of the cement ring with the aim of preventing and eliminating annular and annular gas shows is to isolate the defective interval by pumping under pressure various plugging and clogging agents: cement slurry, polymer solutions and chemical reagents, both water and hydrocarbon-based (Serenko I.A. et al. Re-cementing during the construction and operation of wells. M., Nedra, 1988, pp. 110-118).
Основным критерием выбора вида изоляционного материала является состояние пористой среды (цементного камня) изолируемого интервала скважины, характеризуемое как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей и газов (м3/ч МПа).The main criterion for choosing the type of insulating material is the state of the porous medium (cement stone) of the isolated interval of the well, characterized as the specific injectivity of the well when injecting liquids and gases (m 3 / h MPa).
Известно, что хорошие результаты при высокой удельной приемистости скважины, например 1,39 м3/ч•МПа и более, дают работы по снижению поглощающей способности скважины перед проведением РИР, заключающиеся в закачивании в интервал изоляции различных тампонажных материалов, вплоть до намыва наполнителя с последующим проведением изоляционных работ (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с.110-118).It is known that good results with high specific injectivity of the well, for example 1.39 m 3 / h • MPa or more, give work to reduce the absorption capacity of the well before conducting RIR, which consists in pumping various grouting materials into the isolation interval, up to filling the filler with subsequent insulation work (Serenko I.A. et al. Re-cementing during the construction and operation of wells. M., Nedra, 1988, pp. 110-118).
При удельной приемистости менее 0,6 м3/ч МПа перед осуществлением изоляционных мероприятий проводят работы по повышению поглощающей способности скважины: дренирование, кислотные обработки и др. (Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153.39.023-97, Краснодар, АО "НПО" Бурение". 1997).When the specific injection rate is less than 0.6 m 3 / h MPa, before the implementation of insulation measures, work is carried out to increase the absorption capacity of the well: drainage, acid treatments, etc. (Rules for repair work in wells. RD 153.39.023-97, Krasnodar, JSC " NGO Drilling. 1997).
Анализ проведенных работ показал, что известные способы и составы для уплотнения крепи газовых скважин (ликвидация негерметичности цементного кольца) не учитывают в достаточной мере состояние пористой среды (цементного камня) в заколонном пространстве скважины. An analysis of the work performed showed that the known methods and compositions for sealing gas well support (liquidation of a leak in a cement ring) do not sufficiently take into account the state of the porous medium (cement stone) in the annulus of the well.
В результате проведенных исследований выявлено, что:
- для восстановления газогерметичности интервалов цементного кольца с удельной приемистостью от 0,5 до 10•10-2 м3/ч•МПа наилучшие результаты дает использование в качестве изоляционного материала полимерных тампонажных материалов, а также полимерных растворов, например 30%-ный раствор латекса, растворы смол ТСД-10 и ТС-10, растворы гипана и полиакриламида;
- для восстановления газогерметичности цементного кольца с удельной приемистостью ниже 1•10-2 м3/ч•МПа применяется способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора неорганической соли, например раствора сернокислого алюминия, с последующим созданием дополнительного давления (патент РФ 2166613, 7 МПК Е 21 В 33/138, опубл. 10.05.2001, Б.И. 13);
- при удельной приемистости цементного камня в пределах от 2•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа использование вышеприведенных изоляционных материалов и растворов не обеспечивает надежную газогерметизацию цементного камня.As a result of the studies revealed that:
- to restore gas tightness of cement ring intervals with specific injectivity from 0.5 to 10 • 10 -2 m 3 / h • MPa, the best results are obtained from the use of polymer cement materials as well as polymer solutions, for example, a 30% latex solution , resin solutions TSD-10 and TS-10, solutions of hypane and polyacrylamide;
- to restore the gas tightness of the cement ring with a specific injection rate below 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa, a method of sealing gas well supports is used, including treating cement stone by pumping an inorganic salt solution, such as aluminum sulfate, into the annulus, followed by creating additional pressure (
- with specific injectivity of cement stone in the range from 2 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa, the use of the above insulating materials and solutions does not provide reliable gas-tightness of cement stone.
Таким образом, ликвидация газопроявлений в скважинах с удельной приемистостью в пределах от 2•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа остается проблемной задачей.Thus, the elimination of gas in wells with specific injectivity ranging from 2 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa remains a problem.
Известен способ уплотнения колонн газовых скважин, включающий обработку поверхности обсадной колонны в газовой среде путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией 18-25 мас.% с одновременной или последовательной подачей раствора хлоридов кальция или магния плотностью 1040-1300 кг/м3 или пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1040-1190 кг/м3 с последующей продувкой скважины газом. (А.с. СССР 1521860, 4 МКИ Е 21 В 33/138, опубл. 15.11.89, Б.И. 42).A known method of sealing gas well strings, including treating the surface of the casing in a gaseous medium by pumping into the annulus a water-based plugging agent — an aqueous solution of saponified tall pitch with a concentration of 18-25 wt.% With simultaneous or sequential supply of a solution of calcium or magnesium chloride with a density 1040-1300 kg / m 3 or produced water of calcium chloride type with a density of 1040-1190 kg / m 3 followed by purging of the well with gas. (A.S. USSR 1521860, 4 MKI E 21 B 33/138, publ. 15.11.89, B.I. 42).
Известный способ может использоваться при удельной приемистости скважины по воде от 51•10-2 до 17,4•10-2 м3/ч•МПа. При более низкой удельной приемистости скважины этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.The known method can be used with specific injectivity of the well in water from 51 • 10 -2 to 17.4 • 10 -2 m 3 / h • MPa. With a lower specific injectivity of the well, this method cannot be used due to the significant viscosity of the sealing composition.
Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при появлении межколонного давления, включающий обработку поверхности обсадной колонны путем последовательного закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента и водного раствора электролита с последующей продувкой скважины газом, закупоривающий агент предварительно готовят путем диспергирования таллового пека в концентрации 20-30 мас.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С21-С25) концентрацией 5-7 мас.%.There is also known a method for sealing gas well strings when intercolumn pressure occurs, comprising treating the surface of the casing by sequentially pumping a plugging agent and an aqueous electrolyte solution into the annulus followed by purging the well with gas, the plugging agent is preliminarily prepared by dispersing the tall pitch at a concentration of 20-30 wt. % in an aqueous solution of monoethanolamine salt of fatty acids (C 21 -C 25 ) with a concentration of 5-7 wt.%.
Герметизация неплотностей соединения колонны скважины и цементного кольца осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора таллового пека с электролитом. (А.с. СССР 1737103, 5 МКИ Е 21 В 33/138, опубл. 30.05.92, Б.И. 20). Sealing of leaks in the connection between the well string and the cement ring is carried out by the agent formed during the interaction of the tall pitch solution with the electrolyte. (A.S. USSR 1737103, 5 MKI E 21 B 33/138, publ. 30.05.92, B.I. 20).
Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца при более низкой удельной приемистости по воде от 2•10-2 до 2,5•10-2 м3/ч•МПа без проведения предварительных операций по повышению поглощающей способности.This method is applicable for sealing leaks in the casing string and cement ring at a lower specific water injection rate from 2 • 10 -2 to 2.5 • 10 -2 m 3 / h • MPa without preliminary operations to increase the absorption capacity.
Однако применение указанного способа для уплотнения крепи скважины, в частности для герметизации цементного кольца, при удельной приемистости скважины по воде в пределах от 2,0•10-2 до 1,0•10-2 м3/ч•МПа не представляется возможным. Это объясняется малой глубиной проникновения изоляционного материала в имеющиеся микротрещины и поры цементного камня в проницаемом интервале из-за его высоких вязкостных свойств. Указанный способ может быть использован только после проведения дополнительных работ по увеличению удельной приемистости скважины.However, the use of this method for sealing the lining of the well, in particular for sealing the cement ring, with the specific injectivity of the well in water in the range from 2.0 • 10 -2 to 1.0 • 10 -2 m 3 / h • MPa is not possible. This is explained by the small penetration depth of the insulating material in the existing microcracks and pores of the cement stone in the permeable interval due to its high viscous properties. The specified method can be used only after additional work to increase the specific injectivity of the well.
Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита, в качестве которого используют раствор неорганической соли - сернокислого алюминия в концентрации 9,0-23,0 мас.%, образующий нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, которое создают не ранее чем через 2 ч после закачивания раствора. (Патент РФ 2166613, 7 МПК Е 21 В 33/138, опубл. 10.05.2001, Б.И. 13 - прототип). Closest to the claimed purpose and a combination of essential features is a method of sealing gas well supports, including treating cement stone by pumping an aqueous electrolyte solution into the annulus, using a solution of inorganic salt - aluminum sulfate at a concentration of 9.0-23.0 wt .%, forming an insoluble or insoluble precipitate when interacting with calcium hydroxide of cement stone, followed by the creation of additional pressure, which create sooner than 2 hours after injection solution. (
Данный способ уплотнения крепи скважин не обеспечивает восстановления герметичности в виду того, что образующиеся в результате взаимодействия сернокислого алюминия с гидроксидом кальция продукты реакции не обеспечивают при сравнительно большей удельной приемистости скважины по воде в пределах от 2•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа закупорку микротрещин и пор цементного камня.This method of sealing the lining of the wells does not provide restoration of tightness due to the fact that the reaction products formed as a result of the interaction of aluminum sulfate with calcium hydroxide do not provide for a relatively high specific injectivity of the well in water ranging from 2 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa blockage of microcracks and pores of cement stone.
Заявляемое изобретение решает задачу обеспечения герметичности цементного кольца при малой удельной приемистости скважины по воде в пределах от 2•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа без проведения предварительных операций по ее повышению.The claimed invention solves the problem of ensuring the tightness of the cement ring with a small specific injectivity of the well in water in the range from 2 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa without preliminary operations to increase it.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита - сернокислого алюминия, с последующим созданием дополнительного давления, обработку осуществляют путем последовательной закачки электролита - силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м3, разделительной буферной жидкости и водного раствора сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м3.This object is achieved by the fact that in the inventive method of densifying gas well supports, including treating cement stone by pumping an aqueous solution of an electrolyte - aluminum sulfate into the annulus, followed by creating additional pressure, the treatment is carried out by sequentially pumping an electrolyte - sodium silicate with a density of 1096-1265 kg / m 3 , a separating buffer liquid and an aqueous solution of aluminum sulfate with a density of 1094-1333 kg / m 3 .
Отличием заявляемого способа уплотнения крепи газовых скважин является то, что обработку цементного камня осуществляют путем последовательной закачки электролита - силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м3, разделительной буферной жидкости и водного раствора сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м3.The difference of the proposed method for sealing gas well supports is that the treatment of cement stone is carried out by sequential injection of an electrolyte - sodium silicate with a density of 1096-1265 kg / m 3 , a dividing buffer liquid and an aqueous solution of aluminum sulfate with a density of 1094-1333 kg / m 3 .
Авторами экспериментально установлено, что при закачивании раствора силиката натрия в результате его взаимодействия с гидроксидом кальция (Са(ОН)2 - основным минералом цементного камня) образуются силиказоли, имеющие малую вязкость от 15•10-4 до 20•10-4Па•с, легко проникающие в поры и трещины цементного камня, которые по истечении 3-5 ч превращаются в силикагели.The authors experimentally established that when pumping a solution of sodium silicate as a result of its interaction with calcium hydroxide (Ca (OH) 2 - the main mineral of the cement stone), silica sols are formed having a low viscosity of 15 • 10 -4 to 20 • 10 -4 Pa • s easily penetrating into the pores and cracks of cement stone, which after 3-5 hours turn into silica gels.
Растворы силиката натрия и сернокислого алюминия при закачивании также легко проникают в мелкие трещины и поры цементного камня благодаря их вязкости, близкой к вязкости воды. When injected, sodium silicate and aluminum sulfate solutions also easily penetrate small cracks and pores of cement stone due to their viscosity close to that of water.
Взаимодействие компонентов электролита с минералом Са(ОН)2 происходит в следующей последовательности (с образованием нерастворимых или труднорастворимых осадков).The interaction of the electrolyte components with the mineral Ca (OH) 2 occurs in the following sequence (with the formation of insoluble or sparingly soluble precipitates).
- При закачивании в цементный камень раствора силиката натрия в нем создается щелочная среда и происходит предварительная реакция до образования нерастворимого осадка силиката кальция СаSiO3 и золя кремневой кислоты H2SiO3 в соответствии со следующим уравнением:
- При закачивании в цементный камень раствора сернокислого алюминия в порах цементного камня происходит постепенный переход от щелочной среды до кислой. При взаимодействии сернокислого алюминия с минералом Са(ОН)2 в результате реакции происходит образование нерастворимого осадка сульфата кальция СаSO4 и гидроокиси алюминия Аl(ОН)3 в соответствии со следующим уравнением:
Одновременно на границе раздела растворов силиката натрия и сернокислого алюминия происходит образование алюмината натрия NaAlO2, и по мере создания кислой среды в цементном камне в результате реакции происходит последующее образование кристаллического осадка гидроаргиллита Аl2О3•3Н2О в соответствии с уравнением
Na(OH)+Аl(ОН)3-->NaAlO2+2Н2O
Н2O+NаАlО2-->Na(OH)+НАlO2,
где НАlO2 - гидроокись алюминия, которая в щелочной среде ведет себя как кислота и образует при гидролизе гидроаргиллит в соответствии с уравнением
Закачивание разделительной буферной жидкости, в качестве которой используется, например, техническая вода плотностью 1000 кг/м3, препятствует досрочному смешению силиката натрия и сернокислого алюминия, не допуская образования алюмината натрия в скважине в процессе закачивания. При этом происходит некоторое изменение плотности электролита.- When a sodium silicate solution is pumped into a cement stone, an alkaline medium is created in it and a preliminary reaction occurs until an insoluble precipitate of calcium silicate CaSiO 3 and silicic acid sol H 2 SiO 3 are formed in accordance with the following equation:
- When a solution of aluminum sulfate is pumped into a cement stone in the pores of a cement stone, a gradual transition from an alkaline medium to an acidic one takes place. The interaction of aluminum sulfate with the mineral Ca (OH) 2 as a result of the reaction leads to the formation of an insoluble precipitate of calcium sulfate CaSO 4 and aluminum hydroxide Al (OH) 3 in accordance with the following equation:
At the same time, sodium aluminate NaAlO 2 is formed at the interface between sodium silicate and aluminum sulfate solutions, and as the acidic medium is created in the cement stone, the subsequent formation of crystalline precipitate of hydroargillite Al 2 O 3 • 3H 2 O occurs in accordance with the equation
Na (OH) + Al (OH) 3 -> NaAlO 2 + 2H 2 O
H 2 O + NaAlO 2 -> Na (OH) + HAlO 2 ,
where HAlO 2 is aluminum hydroxide, which behaves like an acid in an alkaline medium and forms hydroargillite during hydrolysis in accordance with the equation
The injection of a separation buffer fluid, for example, industrial water with a density of 1000 kg / m 3 , is used, which prevents premature mixing of sodium silicate and aluminum sulfate, preventing the formation of sodium aluminate in the well during the injection process. In this case, a slight change in the density of the electrolyte occurs.
Именно такая последовательность закачивания растворов имеет важное значение, т. к. в случае первоочередного закачивания раствора сернокислого алюминия в пористую среду цементного камня произойдет его взаимодействие с минералом камня с выпадением в осадок малорастворимых солей в соответствии с уравнением
При удельной приемистости от 10•10-2 до 1•10-2 м 3/ч•МПа надежного закупоривания среды в случае применения раствора сернокислого алюминия не достигается. Последующее закачивание раствора силиката натрия и его взаимодействие с продуктами реакции не дает гелеобразования из-за отсутствия кислой среды в цементном камне, что не обеспечивает надежной изоляции. Эффективность работ по уплотнению крепи скважин значительно выше, когда сначала закачивают раствор силиката натрия, а затем раствор сернокислого алюминия.It is this sequence of injection of solutions that is important, because in the case of the primary injection of a solution of aluminum sulfate into the porous medium of a cement stone, it will interact with the mineral of the stone with the precipitation of poorly soluble salts in accordance with the equation
With specific injectivity from 10 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa, reliable clogging of the medium in the case of using a solution of aluminum sulfate is not achieved. Subsequent injection of a solution of sodium silicate and its interaction with the reaction products does not give gelation due to the lack of an acidic environment in the cement stone, which does not provide reliable insulation. The effectiveness of wellhead seal operations is much higher when sodium silicate solution is first pumped, and then aluminum sulfate solution.
Технический результат, получаемый от использования отличительных признаков, состоит в обеспечении возможности проникновения образующегося силиказоля за счет малой вязкости раствора в поры и микротрещины цементного камня с образованием кольматирующего материала - силикагеля - и образования алюмината натрия непосредственно в цементном камне с последующим выпадением в осадок кристаллического аргиллита. The technical result obtained from the use of distinguishing features is to enable the formation of silicasol due to the low viscosity of the solution into the pores and microcracks of the cement stone with the formation of a clogging material - silica gel - and the formation of sodium aluminate directly in the cement stone, followed by precipitation of crystalline mudstone.
Силикат натрия представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до желтовато-коричневого цвета плотностью от 1360 до 1500 кг/м3, выпускается по ГОСТ 13075-81.Sodium silicate is a viscous liquid from light yellow to tan with a density of 1360 to 1500 kg / m 3 , is produced according to GOST 13075-81.
Известно использование силиката натрия в качестве реагента, применяемого при химическом закреплении грунтов - двухрастворный способ силикатизации, заключающийся в поочередном нагнетании в грунт двух растворов через систему забитых металлических трубок (Ржаницын Б.А. Химическое закрепление грунтов в строительстве. М.: Стройиздат, 1986, с. 42-54). It is known to use sodium silicate as a reagent used in the chemical fixation of soils - a two-solution method of silicatization, which consists in alternately pumping two solutions into the soil through a system of clogged metal pipes (Rzhanitsyn B.A. Chemical fixing of soils in construction. M: Stroyizdat, 1986, p. 42-54).
В результате химической реакции, происходящей между раствором силиката натрия и растворами неорганических солей, в порах грунта выделяется гидрогель кремневой кислоты, и грунт быстро и прочно закрепляется. As a result of a chemical reaction occurring between a solution of sodium silicate and solutions of inorganic salts, silicic acid hydrogel is released in the pores of the soil, and the soil is quickly and firmly fixed.
Известно также применение силиката натрия в рецептурах алюмосиликатных растворов, основанных на взаимодействии раствора силиката натрия и алюмината натрия, в результате которого образуется алюмосиликатный золь, имеющий вязкость от 23•10 -4 до 30•10 -4 Па•с, близкую к вязкости воды, что является важным фактором при проведении инъекции в грунты с малой проницаемостью, и со временем превращающийся в алюмосиликагель (Ржаницын Б.А. Химическое закрепление грунтов в строительстве. М.: Стройиздат, 1986, с. 42-54). Время гелеобразования алюмосиликатного золя зависит от соотношения объемов раствора силиката натрия и алюмината натрия.It is also known the use of sodium silicate in the formulations of aluminosilicate solutions based on the interaction of a solution of sodium silicate and sodium aluminate, resulting in the formation of aluminosilicate sol having a viscosity of 23 • 10 -4 to 30 • 10 -4 Pa • s, close to the viscosity of water, which is an important factor when injecting into soils with low permeability, and eventually turning into alumina-silica gel (Rzhanitsyn B.A. Chemical fixation of soils in construction. M: Stroyizdat, 1986, p. 42-54). The gelation time of an aluminosilicate sol depends on the ratio of the volumes of the solution of sodium silicate and sodium aluminate.
Следует отметить, что для получения алюмосиликатного раствора, применяемого для закрепления грунтов, необходимо иметь готовый раствор алюмината натрия. Однако известно, что растворы алюмината натрия являются нестойкими и по истечении некоторого времени из них самопроизвольно выделяется гидроокись алюминия. It should be noted that in order to obtain an aluminosilicate solution used for fixing soils, it is necessary to have a ready-made solution of sodium aluminate. However, it is known that sodium aluminate solutions are unstable and, after some time, aluminum hydroxide spontaneously precipitates from them.
В заявляемом техническом решении в отличие от известного закачиваемые растворы силиката натрия и сернокислого алюминия вступают в реакцию как с минералом цементного камня, так и между собой. При этом образование раствора алюмината натрия происходит в цементном камне (т.е. непосредственно в пластовых условиях) с дальнейшим выпадением кристаллического осадка гидроаргиллита, что значительно повышает эффективность работ по уплотнению крепи скважин. In the claimed technical solution, unlike the known, injected solutions of sodium silicate and aluminum sulfate react both with the cement stone mineral and with each other. In this case, the formation of a solution of sodium aluminate occurs in a cement stone (i.e., directly under formation conditions) with a further precipitation of crystalline hydro-mudstone sediment, which significantly increases the efficiency of work on sealing well support.
В доступных источниках патентной и другой научно-технической информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень". In available sources of patent and other scientific and technical information, information on technical solutions containing features that match the distinguishing features of the claimed invention and giving a similar technical result is not revealed. This allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях. The effectiveness of the proposed method was investigated in laboratory conditions.
ПРИМЕР. Обработке подвергали образцы цементного камня, представляющие собой усеченный конус высотой 85 мм и диаметрами 40 мм и 45 мм с удельной приемистостью по воде от 102 до 10•10-2 м3/ч•МПа.EXAMPLE. The samples were processed of cement stone, which is a truncated cone with a height of 85 mm and diameters of 40 mm and 45 mm with a specific water throttle response of 10 2 to 10 • 10 -2 m 3 / h • MPa.
Для испытания были приготовлены водные растворы:
- раствор сернокислого алюминия плотностью от 1083 до 1333 кг/м3;
- раствор силиката натрия плотностью от 1086 до 1274 кг/м3.For testing, aqueous solutions were prepared:
- a solution of aluminum sulfate with a density of 1083 to 1333 kg / m 3 ;
- sodium silicate solution with a density of 1086 to 1274 kg / m 3 .
В качестве разделительной буферной жидкости использовали техническую воду плотностью 1000 кг/м3.As a dividing buffer liquid used industrial water with a density of 1000 kg / m 3 .
Исследования проводили на установке, аналогичной установке, описанной в работе (Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., Недра, 1987, с. 275-285), позволяющей прокачивать через образцы цементного камня приготовленные растворы при различных давлениях с замером их приемистости. The studies were carried out on an installation similar to the installation described in the work (Danyushevsky V.S. et al. Reference Guide for cementing materials. M., Nedra, 1987, p. 275-285), which allows to prepare prepared solutions through cement stone samples at various pressures with a measurement of their throttle response.
Поскольку образование гидроокиси алюминия в цементном камне является протяженным во времени процессом, создание дополнительного давления производили через 2, 6 и 20 ч после первого закачивания растворов электролита при всевозрастающих давлениях. Since the formation of aluminum hydroxide in a cement stone is a time-consuming process, additional pressure was created 2, 6, and 20 hours after the first injection of electrolyte solutions at increasing pressure.
Условия проведения и результаты экспериментов приведены в таблице. The conditions and results of the experiments are shown in the table.
Как видно из таблицы, растворы по предлагаемому способу уплотнения крепи скважин имеют меньшую вязкость и, следовательно, хорошую прокачиваемость в пористую среду с приемистостью от 2•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа и обеспечивают газогерметичность пористой среды. Изолирующий агент согласно способу по прототипу (патент РФ 2166613) закачать в образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось.As can be seen from the table, the solutions according to the proposed method of sealing wellheads have lower viscosity and, therefore, good pumpability into a porous medium with a throttle response from 2 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa and provide gas tightness of the porous medium. The insulating agent according to the prototype method (RF patent 2166613) failed to be pumped into samples of cement stone under similar conditions.
Результаты экспериментов показали, что:
- наибольшую эффективность из испытанных растворов согласно предлагаемому способу имеют растворы силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м3 и сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м3;
- оптимальное содержание буферной жидкости в объемных долях к раствору силиката натрия находится в соотношении от 1:10 до 1:20%.The results of the experiments showed that:
- the greatest effectiveness of the tested solutions according to the proposed method are solutions of sodium silicate with a density of 1096-1265 kg / m 3 and aluminum sulfate with a density of 1094-1333 kg / m 3 ;
- the optimal content of buffer fluid in volume fractions to a solution of sodium silicate is in a ratio of 1:10 to 1: 20%.
Если объем буферной жидкости составит менее необходимого, например при соотношении 1: 50, то газогерметичность цементного камня не может быть достигнута вследствие преждевременного загустевания герметизирующего состава в процессе закачивания. If the volume of the buffer liquid is less than necessary, for example, with a ratio of 1: 50, then the gas tightness of the cement stone cannot be achieved due to premature thickening of the sealing compound during the pumping process.
Если же объем буферной жидкости составит более необходимого, например при соотношении 1:8, то эффект кольматации ослабится за счет замедления реакции между компонентами вследствие их значительного разбавления. If the volume of the buffer liquid is more than necessary, for example, at a ratio of 1: 8, then the effect of clogging will be weakened by slowing down the reaction between the components due to their significant dilution.
В результате исследований дополнительно выявлено, что предлагаемый способ обеспечивает газогерметичность пористой среды в более широких пределах приемистости, а именно от 10•10-2 до 1•10-2 м3/ч•МПа.As a result of studies, it was additionally revealed that the proposed method provides gas tightness of the porous medium over a wide range of injectivity, namely from 10 • 10 -2 to 1 • 10 -2 m 3 / h • MPa.
Закачивание водных растворов электролита (создание дополнительного давления) можно осуществлять неоднократно. Это позволяет обеспечить более полную кольматацию изолируемого интервала, т.е. более качественное уплотнение цементного камня, и таким образом обеспечить его надежную газогерметичность. The injection of aqueous electrolyte solutions (creating additional pressure) can be carried out repeatedly. This allows for more complete colmatization of the isolated interval, i.e. better sealing of cement stone, and thus ensure its reliable gas tightness.
Применение предлагаемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволит восстановить газогерметичность цементного камня и предотвратить межколонные перетоки в более широких пределах удельной приемистости. The application of the proposed method of sealing the support of gas wells will allow to restore the gas tightness of cement stone and prevent cross-column flows in a wider range of specific injectivity.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001130222A RU2213203C2 (en) | 2001-11-08 | 2001-11-08 | Method of sealing of gas well lining |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001130222A RU2213203C2 (en) | 2001-11-08 | 2001-11-08 | Method of sealing of gas well lining |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001130222A RU2001130222A (en) | 2002-03-27 |
| RU2213203C2 true RU2213203C2 (en) | 2003-09-27 |
Family
ID=29777072
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001130222A RU2213203C2 (en) | 2001-11-08 | 2001-11-08 | Method of sealing of gas well lining |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2213203C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2506407C2 (en) * | 2012-04-23 | 2014-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Method for cementing compaction for gas wells |
| CN109633098A (en) * | 2019-01-04 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | Cementing concrete ring microcrack sealing agent enters merit rating device and evaluation method |
| RU2684932C1 (en) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for repair and insulation works in well |
-
2001
- 2001-11-08 RU RU2001130222A patent/RU2213203C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2506407C2 (en) * | 2012-04-23 | 2014-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Method for cementing compaction for gas wells |
| RU2684932C1 (en) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for repair and insulation works in well |
| CN109633098A (en) * | 2019-01-04 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | Cementing concrete ring microcrack sealing agent enters merit rating device and evaluation method |
| CN109633098B (en) * | 2019-01-04 | 2024-02-27 | 中国石油大学(华东) | Device and method for evaluating entry capacity of microcrack plugging agent of well cementation cement sheath |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7694738B2 (en) | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| JP5832063B2 (en) | Well sealant composition containing cationic latex and method of use thereof | |
| US7687440B2 (en) | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| CN109868125A (en) | A kind of deep drilling well high bearing strength sealing agent and preparation method thereof | |
| US11434410B2 (en) | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones | |
| US20210054261A1 (en) | Acidizing solution for dissolution of clay mineral and preparation method thereof | |
| US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| NO20240248A1 (en) | Enhanced carbon sequestration via foam cementing | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| RU2213203C2 (en) | Method of sealing of gas well lining | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| EP4419617A1 (en) | Carbon dioxide enhanced cement | |
| RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
| RU2348793C1 (en) | Method of salt water filled subsurface tank well sealing | |
| RU2166613C2 (en) | Method of reinforcement of lining of gas wells | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| RU2224875C2 (en) | Method of limiting water influx into extracting wells | |
| WO2019070165A1 (en) | Method for killing oil and gas wells under difficult conditions (variants) | |
| CN103602324B (en) | Isolation gel base fluid, isolation gel liquid, isolation gel preparation method and application | |
| RU1838584C (en) | Method for isolation of formations featuring water-inflow | |
| RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141109 |