RU2381347C1 - Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины - Google Patents
Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2381347C1 RU2381347C1 RU2008136382/03A RU2008136382A RU2381347C1 RU 2381347 C1 RU2381347 C1 RU 2381347C1 RU 2008136382/03 A RU2008136382/03 A RU 2008136382/03A RU 2008136382 A RU2008136382 A RU 2008136382A RU 2381347 C1 RU2381347 C1 RU 2381347C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insulated pipes
- thermally insulated
- composition
- tubing string
- slurry
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, предназначено для проведения ремонтно-изоляционных работ и может быть использовано при герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ включает закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы. Закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности. Позволяет увеличить эффективность герметизации нарушения эксплуатационной колонны за счет повышения прочности тампонажного камня и сокращения продолжительности ремонтных работ. 1 ил., 1 табл.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны скважины и для других видов ремонтно-изоляционных работ.
Известен способ крепления призабойной зоны пласта, включающий закачивание в призабойную зону полимерного тампонажного состава и последующее закачивание теплогенерирующего пенообразующего состава с целью повышения прочности искусственного полимерного фильтра [авторское свидетельство SU №1461868, МПК Е21В 33/138. Опубл. 28.02.1989. Бюл. №8].
Недостатком известного способа является то, что его применение для герметизации эксплуатационной колонны скважины не оправдано, так как результатом применения способа является создание в призабойной зоне проницаемого искусственного фильтра, препятствующего выносу в скважину породы пласта.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, основанный на применении состава с массовой долей компонентов: ацетоноформальдегидная смола 50-90%, 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40%, пластовая вода девонского горизонта - остальное [патент RU №2250983, МПК Е21В 33/138. Опубл. 27.04.2005. Бюл. №12].
Недостатком известного способа является то, что при применении используемого состава в условиях пониженной температуры для герметизации нарушений эксплуатационной колонны с низкой приемистостью (падение давления при опрессовке) трудно регулировать время отверждения состава. Для герметизации нарушений эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, когда при остановке закачивания состава происходит только падение давления, нужен состав, не отверждающийся в течение длительного времени, так как в таких условиях закачивание состава может продолжаться 2-10 часов. В то же время при уменьшении содержания едкого натра в составе до минимальных значений с целью увеличения сроков отверждения, при приготовлении состава в зимний период времени и его закачивании в изолируемый интервал с низкой пластовой температурой, отверждение состава может не произойти, или отверждение произойдет в течение неоправданно продолжительного интервала времени.
Технической задачей изобретения является увеличение эффективности герметизации нарушения эксплуатационной колонны за счет повышения прочности тампонажного камня и сокращения продолжительности ремонтных работ.
Задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы.
Новым является то, что закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в создании благоприятных условий для отверждения тампонажного состава на основе синтетической смолы за более короткий интервал времени и повышении прочностных свойств тампонажного камня.
При реализации способа определяют приемистость интервала негерметичности эксплуатационной колонны, в скважину до верхней границы интервала негерметичности эксплуатационной колонны спускают термоизолированные трубы. Далее подбирают рецептуру и объем тампонажного состава на основе синтетической смолы. Рецептуру и объем подбирают согласно требований руководящего документа, регламентирующего проведение работ с данным тампонажным составом. Рецептуру подбирают в зависимости от приемистости с учетом наличия возможности закачивания в интервал негерметичности всего запланированного объема тампонажного состава до наступления момента его отверждения. Далее производят приготовление тампонажного состава перемешиванием в мернике цементировочного агрегата его компонентов, приготовленный состав закачивают в термоизолированные трубы и продавливают в интервал негерметичности эксплуатационной колонны закачиванием в термоизолированные трубы технической воды. После этого спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны и производят контрольную промывку с целью вымывания остатков тампонажного состава из эксплуатационной колонны. Далее создают циркуляцию разогретой технической воды, которую закачивают в термоизолированные трубы. При открытой задвижке на межтрубном пространстве закачиваемая вода будет продвигаться к устью скважины по межтрубному пространству, при этом отдавая тепло эксплуатационной колонне. Изливающуюся из задвижки на межтрубном пространстве воду подают в емкость, где производят нагрев воды любым известным методом, например с использованием установки паровой передвижной СИН 53 (ППУА-1600/100) производства ООО «Синергия» (г.Чермоз, Пермский край). Нагрев воды производят до максимально возможной температуры, которую могут обеспечить используемые для нагрева средства. Далее подогретую воду вновь подают в термоизолированые трубы и продолжают циркуляцию до отверждения тампонажного состава, закачанного в интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Использование термоизолированных труб позволяет увеличить степень прогрева эксплуатационной колонны в интервале негерметичности из-за снижения потерь тепла при доставке нагретой воды до интервала негерметичности эксплуатационной колонны.
Время отверждения тампонажных составов на основе большинства синтетических смол в значительной степени зависит от температуры. Данный факт может быть продемонстрирован на примере тампонажного состава, содержащего ацетоноформальдегидную смолу и водный раствор натра едкого [Сахапова А.К. Ацетонокарбамидоформальдегидные смолы в качестве тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах: дис. канд. техн.наук: 05.17.06 / А.К.Сахапова; "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть". - Защищена в КГТУ. - Казань: БИ, 2006. - 160 с.: ил.]. На чертеже приведены графики зависимости времени отверждения тампонажного состава от содержания натра едкого, являющегося отвердителем, при различной температуре. Графики показывают, что при изменении температуры отверждения тампонажного состава от 0°С до 40°С время отверждения сокращается до 6-8 раз. Температура также оказывает существенное влияние на прочность образующегося тампонажного камня. Повышение температуры приводит к увеличению прочности, что продемонстрировано в таблице. Например, при содержании едкого натра 10% образующиеся тампонажные камни на основе ацетоноформальдегидной смолы, хранившиеся при 40°С, имеют предел прочности на изгиб свыше 3,5 МПа, а при 20°С - только 1,82 МПа. Сокращение времени отверждения с увеличением температуры характерно для тампонажных составов на основе большинства синтетических смол, так же как и увеличение прочности тампонажного камня, получаемого из тампонажных составов на основе мочевиноформальдегидных, алкилрезорционных и эпоксидных смол с ростом температуры [авт.св. SU №1461868, МПК Е21В 33/138. Опубл. 28.02.1989. Бюл. №8]. Предлагаемый способ может быть использован при проведении ремонтно-изоляционных работ с использованием тампонажных составов на основе ацетоноформальдегидных, мочевиноформальдегидных, алкилрезорционных и эпоксидных смол.
| Таблица | ||||||
| Прочность тампонажного камня, полученного при отверждении состава на основе ацетоноформальдегидной смолы и едкого натра | ||||||
| Массовая доля едкого натра, % | Предел прочности, МПа | |||||
| при изгибе | при сжатии | |||||
| 40°С | 20°С | 10°С | 40°С | 20°С | 10°С | |
| 2 | 2,66 | 0,98 | 0,51 | 5,35 | 1,95 | 1,01 |
| 8 | 3,18 | 1,54 | 0,68 | 7,30 | 3,61 | 1,36 |
| 10 | 3,51 | 1,82 | 0,73 | 8.01 | 4,22 | 1,58 |
| 16 | 4,17 | 2,05 | 0,87 | 10,00 | 4,76 | 1,91 |
| 18 | 5,40 | 2,10 | 1,02 | 12,49 | 4,98 | 2,29 |
| 20 | 5,38 | 2,12 | 1,21 | 12,94 | 5,10 | 2,78 |
Прогрев эксплуатационной колонны в интервале негерметичности способствует многократному сокращению времени ожидания отверждения тампонажного состава и существенному увеличению прочности тампонажного камня.
Таким образом, достигается увеличение эффективности герметизации нарушения эксплуатационной колонны за счет повышения прочности тампонажного камня и сокращения продолжительности ремонтных работ.
Пример практического применения.
В интервале 160-162 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале около 11°С. В скважину до глубины 160 м спустили трубы термоизолированные внутрискважинные с вакуум-экранным типом изоляции, соответствующие требованиям ТУ 3665-003-59177165-2003, изготовленные ЗАО «Экогермет-У» (г.Ижевск). В мернике цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили 0,70 м3 тампонажного состава. При приготовлении в мерник агрегата закачали 0,56 м3 ацетоноформальдегидной смолы, 0,07 м3 пластовой девонской воды и 0,07 м3 5%-ного водного раствора натра едкого, все компоненты перемешали насосом цементировочного агрегата. Работы проводились в осенний период времени, темпратура приготовленного состава составила 8°С. Приготовленный тампонажный состав закачали в термоизолированные трубы и продавлили в интервал негерметичности эксплуатационной колонны закачиванием в термоизолированные трубы 0,48 м3 м технической воды. После этого спустили термоизолированные трубы на глубину 170 м и произвели контрольную промывку с целью вымывания остатков тампонажного состава из эксплуатационной колонны закачиванием по межтрубью 0,75 м3 технической воды. Далее создали циркуляцию предварительно разогретой до 70°С технической воды, которую закачивают в термоизолированные трубы. При открытой задвижке на межтрубном пространстве закачиваемая вода продвигается к устью скважины по межтрубному пространству, при этом отдает тепло эксплуатационной колонне. Изливающуюся из задвижки на межтрубном пространстве воду подали в емкость объемом 3 м3, где произвели нагрев воды с использованием установки паровой передвижной СИН 53 (ППУ А-1600/100) производства ООО «Синергия» (г.Чермоз, Пермский край). Далее подогретую воду вновь подали в термоизолированные трубы и продолжили циркуляцию. В результате разогрева эксплуатационной колонны в интервале негерметичности время ожидания отвердевания тампонажного состава было сокращено в 2 раза.
Предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность герметизации нарушения эксплуатационной колонны за счет повышения прочности тампонажного камня и сокращения продолжительности ремонтных работ.
Claims (1)
- Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающий закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы, отличающийся тем, что закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008136382/03A RU2381347C1 (ru) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008136382/03A RU2381347C1 (ru) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2381347C1 true RU2381347C1 (ru) | 2010-02-10 |
Family
ID=42123813
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008136382/03A RU2381347C1 (ru) | 2008-09-09 | 2008-09-09 | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2381347C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750016C1 (ru) * | 2020-11-26 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты) |
-
2008
- 2008-09-09 RU RU2008136382/03A patent/RU2381347C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750016C1 (ru) * | 2020-11-26 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| CN107235691B (zh) | 一种封堵恶性漏失地层裂缝的堵漏剂及其制备方法 | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CN104726078A (zh) | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
| EA202192096A1 (ru) | Технология по снижению обводненности и повышению дебита нефти заполнением нефтегазодобывающих скважин для трещиноватых залежей герметизирующими частицами | |
| CN100575447C (zh) | 一种组合物及其制备和应用 | |
| CN110396399A (zh) | 一种油水井大漏失套损段封堵材料及封堵方法 | |
| CN106566501B (zh) | 一种柔性堵漏剂及其制备方法与应用 | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| CA2691889A1 (en) | Solvent injection recovery process | |
| RU2381347C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины | |
| CN115651616B (zh) | 高韧性树脂封堵剂及其制备方法和油气井套管的封堵方法 | |
| RU2363841C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины | |
| CN108913115B (zh) | 一种低伤害复合压裂液及应用方法 | |
| CN106281290A (zh) | 一种稠油蒸汽驱耐高温堵剂 | |
| CN105801760A (zh) | 一种耐高温的调剖剂及其制备方法 | |
| CN110593810A (zh) | 一种海上油田破损筛管修复方法 | |
| RU2520217C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины | |
| CN107418533A (zh) | 一种热采井封固剂、封固浆料及封固方法 | |
| CN104529339A (zh) | 一种聚丙烯交联共聚物纤维混凝土堵漏浆 | |
| RU2684262C9 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| US11434409B2 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
| RU2341645C1 (ru) | Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта | |
| RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130910 |