RU2250983C1 - Composition for maintenance and isolation operations in wells - Google Patents
Composition for maintenance and isolation operations in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250983C1 RU2250983C1 RU2003130283/03A RU2003130283A RU2250983C1 RU 2250983 C1 RU2250983 C1 RU 2250983C1 RU 2003130283/03 A RU2003130283/03 A RU 2003130283/03A RU 2003130283 A RU2003130283 A RU 2003130283A RU 2250983 C1 RU2250983 C1 RU 2250983C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- resin
- caustic soda
- aqueous solution
- acetone
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте крепи скважин, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, отключении пласта.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the repair of well support, the elimination of leaks in the production string, shutting down the reservoir.
Известны тампонажные составы с применением синтетических смол на основе сланцевых фенолов (ТСД-9, ТС-10) [1].Well-known grouting compositions using synthetic resins based on shale phenols (TSD-9, TS-10) [1].
Недостатком известных составов является сравнительно низкие прочностные параметры полимерного камня, усадка при твердении, дефицит и дороговизна исходного сырья. Исходные компоненты смолы (ТСД-9, ТС-10) и формалин являются токсичными жидкостями с резким запахом, что создает определенные трудности при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР).A disadvantage of the known compositions is the relatively low strength parameters of the polymer stone, shrinkage during hardening, deficiency and high cost of raw materials. The initial components of the resin (TSD-9, TS-10) and formalin are toxic liquids with a pungent odor, which creates certain difficulties during the repair and insulation works (RIR).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является использование ацетоноформальдегидной смолы в качестве отвердителя применяется едкий натр [2].Closest to the proposed invention is the use of acetone-formaldehyde resin as a hardener, caustic soda is used [2].
Недостатками известного состава являются низкие прочностные характеристики формируемого полимерного камня, сравнительно высокая вязкость исходной смолы, затрудняющей ее фильтрацию в зоны нарушения колонны с малой приемистостью. Трудность работы со смолой при температурах ниже минус 20°С.The disadvantages of the known composition are the low strength characteristics of the formed polymer stone, the relatively high viscosity of the original resin, which makes it difficult to filter into the zone of violation of the column with low injectivity. Difficulty working with resin at temperatures below minus 20 ° C.
Технической задачей изобретения является повышение качества РИР при ликвидации нарушений эксплуатационной колонны, устранения негерметичности эксплуатационной колонны при малой приемистости, повышения успешности при отключении пластов путем разработки тампонажного состава с повышенной прочностью, улучшенной фильтрационной способностью вследствие уменьшения его вязкости, улучшения технологичности при работе в зимнее время года.An object of the invention is to improve the quality of RIR during the elimination of violations of the production string, eliminate leakage in the production string at low injectivity, increase success when shutting down formations by developing a grouting composition with increased strength, improved filtration capacity due to a decrease in its viscosity, and improved processability during winter time. .
Задача решается тем, что в качестве тампонажного состава используется ацетоноформальдегидная смола, отвердитель и модификатор смолы, в качестве отвердителя содержит 5%-ный водный раствор натра едкого, а в качестве модификатора смолы пластовая вода девонского горизонта при следующем содержании компонентов, мас.%:The problem is solved in that acetone-formaldehyde resin, a hardener and a resin modifier are used as a grouting composition, a 5% aqueous solution of sodium hydroxide is used as a hardener, and Devonian horizon formation water is used as a resin modifier with the following components, wt.%:
Ацетоноформальдегидная смола 50-90Acetone-formaldehyde resin 50-90
5%-ный водный раствор натра едкого 5-405% aqueous solution of caustic soda 5-40
Пластовая вода остальноеFormation water the rest
Применяемая ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-48090685-2002, марка АЦФ-3М-75.The acetone-formaldehyde resin used is a homogeneous liquid from light to brown in accordance with TU 2228-006-48090685-2002, grade ACF-3M-75.
Натр едкий технический представляет собой чешуированную массу белого цвета по ГОСТ 2263-79.Technical caustic soda is a flaked white mass according to GOST 2263-79.
Пластовая вода девонского горизонта добывается с глубины 1700-1900 м нефтяных месторождений Республики Татарстан.Produced water from the Devonian horizon is extracted from a depth of 1700-1900 m of oil fields of the Republic of Tatarstan.
Солевой компонентный состав представляет преимущественно, мас.%: CaCl2 - 5,48; MgCl2 - 1,57; KCl - 0,23; NaCl - 16,4.The salt component composition is predominantly, wt.%: CaCl 2 - 5,48; MgCl 2 - 1.57; KCl 0.23; NaCl - 16.4.
Содержание компонентов в тампонажном составе, технологические параметры тампонажного состава и камня приведены в таблице.The content of components in the grouting composition, technological parameters of the grouting composition and stone are shown in the table.
Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления изобретения в лабораторных условиях.The following are examples confirming the possibility of carrying out the invention in laboratory conditions.
Пример 1. Приготовили тампонажный состав при соотношении ацетоноформальдегидной смолы, 5%-ного водного раствора едкого натра и пластовой воды, мас.%: 50:37,5:12,5. Для этого к смоле добавили пластовую воду и тщательно перемешали. Отдельно приготовили 5%-ный водный раствор едкого натра. Приготовленный водный раствор едкого натра в количестве 37,5 мас.% добавили к смоле модифицированной пластовой водой и все перемешали. Определили технологические характеристики тампонажного состава: плотность, растекаемость (по ГОСТ 26798.1-96) 1185 кг/м3, 24,5 см соответственно. Температуру застывания тампонажного состава определяли (по ГОСТ 20287-91). При минус 35°С тампонажный состав остается подвижным.Example 1. Prepared a grouting composition with a ratio of acetone-formaldehyde resin, 5% aqueous solution of caustic soda and produced water, wt.%: 50: 37.5: 12.5. For this, formation water was added to the resin and mixed thoroughly. Separately, a 5% aqueous solution of caustic soda was prepared. The prepared aqueous solution of caustic soda in an amount of 37.5 wt.% Was added to the resin with modified formation water and all were mixed. The technological characteristics of the grouting composition were determined: density, spreadability (according to GOST 26798.1-96) 1185 kg / m 3 , 24.5 cm, respectively. The pour point of the cement composition was determined (according to GOST 20287-91). At minus 35 ° C, the grouting composition remains mobile.
Время начала и конца отверждения определяли визуально 1-45 ч и 2-10 ч соответственно. В результате образуется полимерный камень. Прочностные характеристики через 28 суток хранения отвержденных образцов в пластовой воде (по ГОСТ 26798.1-96), МПа: на изгиб - 4,75, на сжатие - 9,56. Исследование отвержденных образцов при длительном хранении их в пластовой воде показало, что изменение их размеров не произошло, т.е. нет усадки.The start and end time of curing was determined visually 1-45 hours and 2-10 hours, respectively. The result is a polymer stone. Strength characteristics after 28 days of storage of cured samples in produced water (according to GOST 26798.1-96), MPa: for bending - 4.75, for compression - 9.56. The study of cured samples during long-term storage in produced water showed that their size did not change, i.e. no shrinkage.
Примеры 2-10 (см. таблицу) аналогичны первому, отличаются количеством смолы, 5%-ным водным раствором едкого натра, модификатора.Examples 2-10 (see table) are similar to the first, differ in the amount of resin, 5% aqueous solution of caustic soda, modifier.
Как видно из таблицы, предел прочности предлагаемого тампонажного состава увеличился по сравнению с прототипом на 37%. Предлагаемые тампонажные составы, модифицированные пластовой водой, остаются подвижными при темепратуре минус 35°, время отверждения составляет ~2-18 ч, что является приемлемым для РИР. Содержание компонентов, больших или меньших указанных пределов, приводит к ухудшению прочностных свойств, подвижности, времени отверждения, появлению усадки.As can be seen from the table, the tensile strength of the proposed cement composition increased in comparison with the prototype by 37%. The proposed grouting compositions modified with formation water remain mobile at a temperature of minus 35 °, the curing time is ~ 2-18 hours, which is acceptable for RIR. The content of components, greater or less than the specified limits, leads to a deterioration in strength properties, mobility, curing time, the appearance of shrinkage.
Ниже приведены примеры промышленного использования предлагаемого тампонажного состава в скважине.The following are examples of industrial use of the proposed cement composition in the well.
Пример 1. На глубине 250 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале составила 20°С. Скважина принимала при давлении 4,0 МПа. Ниже нарушения был установлен цементный мост. До этого была проведена обычная цементная заливка. Нарушение было не устранено. Поэтому на поверхности в мерниках двух цементировочных агрегатов ЦА-320М было приготовлено 2,5 м3 смолы, модифицированной 0,5 м3 пластовой воды девонского горизонта и 1,5 м3 5%-ного водного раствора натра едкого технического. В нарушение через тройник одновременно закачали 2,5 м3 смолы и 1,5 м3 5%-ного водного раствора едкого натра. Скорость подачи щелочи в 1,6 раза превышала скорости подачи смолы. Затем тампонирующую смесь закрепили закачкой 1 тонны цемента, с оставлением цементного стакана на глубине 235 м. Конечное давление при закачке смолы составило 7,0-8,0 МПа, после остановки закачки давление упало до 5,0 МПа и держалось на этом уровне. После ожидания затвердевания смеси (ОЗС) цементный стакан был разбурен. При испытании под давлением 10 МПа эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.Example 1. At a depth of 250 m was discovered leaks 146 mm production casing. The temperature in this range was 20 ° C. The well was received at a pressure of 4.0 MPa. A cement bridge was installed below the breach. Prior to this, conventional cement pouring was carried out. The violation was not resolved. Therefore, 2.5 m 3 of resin modified with 0.5 m 3 of formation water of the Devonian horizon and 1.5 m 3 of 5% aqueous solution of sodium hydroxide were prepared on the surface in the measuring tanks of two cementing units CA-320M. In violation, 2.5 m 3 of resin and 1.5 m 3 of a 5% aqueous solution of caustic soda were simultaneously pumped through a tee. The alkali feed rate was 1.6 times the resin feed rate. Then, the plugging mixture was fixed by pumping 1 ton of cement, leaving a cement cup at a depth of 235 m.The final pressure during injection of the resin was 7.0-8.0 MPa, after stopping the injection, the pressure dropped to 5.0 MPa and remained at that level. After waiting for the mixture to solidify (OZS), the cement cup was drilled. When tested under a pressure of 10 MPa, the production casing showed complete tightness. They completed the development and commissioning of the well.
Пример 2. На глубине 267 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале составила 20°С. Падение давления с 10 до 4 МПа за 30 минут, что исключало применение цементного раствора. Поэтому на поверхности в мернике цементировочного агрегата ЦА-320М было приготовлено 0,70 м3 тампонажного состава в следующей последовательности операций: из бочек перекачали 0,56 м3 смолы АЦФ, в нее добавили 0,07 м3 пластовой воды в качестве растворителя и смесь тщательно перемешали. В чанке агрегата приготовили водный раствор щелочи 0,07 м3 5%-ный и перемешали со смолой. Приготовленный тампонажный состав закачали в насосно-компрессорные трубы (НКТ), далее в НКТ закачали продавочную жидкость из расчета оставления стакана в колонне. Произвели обратную промывку скважины, приподняли НКТ на безопасную высоту и скважину закрыли на ОЗС. После этого путем доспуска НКТ определили стакан из затвердевшего тампонажного состава, разбурили стакан, спрессовали 146 мм эксплуатационную колонну давлением 10 МПа и установили ее герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.Example 2. At a depth of 267 m was discovered leaks 146 mm production casing. The temperature in this range was 20 ° C. Pressure drop from 10 to 4 MPa in 30 minutes, which excluded the use of cement mortar. Therefore, 0.70 m 3 of grouting composition was prepared on the surface in the measuring unit of the cementing unit CA-320M in the following sequence of operations: 0.56 m 3 of ACF resin was pumped from barrels, 0.07 m 3 of produced water was added as a solvent and the mixture thoroughly mixed. An aqueous alkali solution of 0.07 m 3 5% was prepared in a chunk of the aggregate and mixed with resin. The prepared grouting composition was pumped into tubing (tubing), then pumping fluid was pumped into the tubing at the rate of leaving the beaker in the string. They performed a backwash of the well, raised the tubing to a safe height and closed the well at the OZS. After that, by tapping the tubing, a glass from the hardened grouting composition was determined, a glass was drilled, a 146 mm production casing was pressed with a pressure of 10 MPa and its tightness was established. They completed the development and commissioning of the well.
Таким образом, предлагаемый тампонажный состав соответствует технологическим показателям, позволяющим применять его для проведения РИР.Thus, the proposed grouting composition corresponds to technological indicators that allow it to be used for RIR.
Использование предлагаемого тампонажного состава обеспечит повышение эффективности РИР за счет регулирования времени его отверждения, улучшения технологичности при работе в зимнее время года и возможность применения ацетоноформальдегидной смолы с различным содержанием основного вещества.The use of the proposed grouting composition will increase the effectiveness of RIR by adjusting the time of its curing, improving manufacturability when working in the winter season and the possibility of using acetone-formaldehyde resin with different contents of the main substance.
ЛитератураLiterature
1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.В. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с. 232.1. Blazhevich V.A., Umrikhina E.N., Umetbaev V.V. Repair and insulation work in the operation of oil fields. - M .: Nedra, 1981, p. 232.
2. Серенко И.А., Н.А.Сидоров, А.Т.Кошелев Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с. 262.2. Serenko I. A., N. A. Sidorov, A. T. Koshelev Re-cementing during the construction and operation of wells. - M .: Nedra, 1988, p. 262.
п/п№№
p / p
водаPlastic
water
кг/м3 Density
kg / m 3
смSpreadability
cm
начала
отверждения,
час-минTime
beginning
curing
hour min
конца
отверждения
час-минTime
the end
curing
hour min
прочности
через 28
сут, МПаLimit
strength
after 28
day, MPa
через
сутки,
%Shrinkage
across
day,
%
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003130283/03A RU2250983C1 (en) | 2003-10-13 | 2003-10-13 | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003130283/03A RU2250983C1 (en) | 2003-10-13 | 2003-10-13 | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2250983C1 true RU2250983C1 (en) | 2005-04-27 |
Family
ID=35635942
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003130283/03A RU2250983C1 (en) | 2003-10-13 | 2003-10-13 | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2250983C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485285C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preparation method of backfill compound for repair insulation work |
RU2493189C2 (en) * | 2011-12-16 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealant for well isolation work |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
RU2640854C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of remedial cementing operations in well |
RU2669650C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
-
2003
- 2003-10-13 RU RU2003130283/03A patent/RU2250983C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СЕРЕНКО И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин, Москва, Недра, 1988, с.262. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493189C2 (en) * | 2011-12-16 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealant for well isolation work |
RU2485285C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preparation method of backfill compound for repair insulation work |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
RU2640854C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of remedial cementing operations in well |
RU2669650C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102559159B (en) | High-temperature resistant phenolic resin weak gel profile control plugging agent | |
CN1888374A (en) | High-temperature and High-Salt resisting gel water packing-off method | |
CN102876305B (en) | Oil well water shutoff agent and oil well water shutoff method | |
CN102093864A (en) | Temporary plugging diversion agent for refracturing of oil-water well and preparation method thereof | |
CN104974724A (en) | Underground gel-forming blocking agent suitable for medium-high temperature high-salt low-permeability reservoirs and preparation method therefor | |
CN111793480A (en) | Leaking stoppage resin system and application thereof | |
RU2250983C1 (en) | Composition for maintenance and isolation operations in wells | |
US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
CN107541197A (en) | A kind of intelligent water detection type high-temperature water horizontal well water shutoff agent | |
CN114456783A (en) | Inorganic-organic composite profile control water shutoff agent and using method thereof | |
CN108841366A (en) | A kind of high temperature lost circulation prevention sealing agent and its preparation method and application | |
CN106958438B (en) | A kind of method for removing blockage of polymer flooding blocking well | |
EA016322B1 (en) | Method of reducing production of water from a water and oil or gas producing subterranean formation | |
CN108913115B (en) | Low-damage composite fracturing fluid and application method thereof | |
RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
CN106753305A (en) | A kind of low permeability oil field low damage compound displacement system and preparation method thereof | |
CN108300435B (en) | Embedded high-pressure-bearing plugging agent | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
RU2376336C1 (en) | Hydrophobic polymer backfill composition (versions) | |
RU2650001C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
RU2447258C1 (en) | Method to insulate absorption zone in well | |
RU2426863C1 (en) | Procedure for isolation of water influx into well | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
RU2272905C1 (en) | Method for water influx isolation and restriction in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091014 |