RU2445338C1 - Sealing composition for insulation work in well - Google Patents
Sealing composition for insulation work in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2445338C1 RU2445338C1 RU2010131747/03A RU2010131747A RU2445338C1 RU 2445338 C1 RU2445338 C1 RU 2445338C1 RU 2010131747/03 A RU2010131747/03 A RU 2010131747/03A RU 2010131747 A RU2010131747 A RU 2010131747A RU 2445338 C1 RU2445338 C1 RU 2445338C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- sealing
- camphor
- well
- gas
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к герметизирующим композициям для изоляционных работ в добывающих скважинах месторождений и подземного хранения газа ПХГ, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн.The invention relates to the gas industry, in particular to sealing compositions for insulation work in producing wells of fields and underground storage of underground gas, which can be used to isolate annular and annular space, re-sealing threaded joints of casing strings.
Анализ уровня техники показал следующее:The analysis of the prior art showed the following:
- известен полимерный состав, который может быть использован для временной изоляции межтрубного пространства скважины, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:- known polymer composition, which can be used for temporary isolation of the annular space of the well, the formulation of which has the following ratio of ingredients, wt.%:
(см. а.с. СССР№1186785 от 23.11.1983 г по кл. Е21В 33/138, опубл. в Бюл. №39, 1985 г.).(see USSR AS No. 1186785 dated 11/23/1983 according to class E21B 33/138, published in Bul. No. 39, 1985).
Недостатком указанного полимерного состава является недостаточная эффективность изоляционных работ. Это обусловлено следующими причинами: при указанном содержании ингредиентов данный состав обладает высокими показателями начальной вязкости - 2150-2630 сПз (см. табл. описания). Высокая вязкость затруднит выполнение изоляционных работ, с момента закачивания состава. При закачивании не произойдет проникновение состава на достаточную глубину в зоне негерметичности, что в свою очередь может быть причиной загазованности околоскважинного пространства. Согласно описанию отвержденный состав представляет собой эластичную массу, достаточно долго не разрушающуюся при t=45-120°С в течение длительного времени. Однако при этом значения предельного напряжения сдвига (слива) характеризуют состав как высоковязкую жидкость. Поэтому данный состав не может с высокой эффективностью применяться для изоляции межколонного, заколонного пространства, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн. Температура кипения используемого в рецептуре дибутилфталата 340°С, что не позволяет его молекулам испаряться, тем самым способствуя выделению полимера - смолы ПВХ в твердом виде. В связи с этим состав обладает низкими прочностными свойства. Данный состав обладает сильно выраженными гидрофобными свойствами, что обуславливает его низкую адгезию с поверхностями колонн технических и эксплуатационных труб;The disadvantage of this polymer composition is the lack of effectiveness of insulation work. This is due to the following reasons: with the indicated content of ingredients, this composition has high initial viscosity values of 2150-2630 cPs (see description table). High viscosity will make it difficult to perform insulating work, from the moment the composition is pumped. When pumping, the composition will not penetrate to a sufficient depth in the leakage zone, which in turn can cause gas contamination of the near-wellbore space. According to the description, the cured composition is an elastic mass that does not deteriorate for a long time at t = 45-120 ° C for a long time. However, in this case, the values of the ultimate shear stress (discharge) characterize the composition as a highly viscous liquid. Therefore, this composition cannot be used with high efficiency for isolation of annular, annular space, repeated sealing of threaded joints of casing strings. The boiling point of the dibutyl phthalate used in the formulation is 340 ° C, which does not allow its molecules to evaporate, thereby contributing to the isolation of the polymer - PVC resin in solid form. In this regard, the composition has low strength properties. This composition has pronounced hydrophobic properties, which leads to its low adhesion to the surfaces of the columns of technical and production pipes;
- известна рабочая жидкость - раствор карбамида в метаноле (жидкость-комплексообразователь), описанная в способе восстановления герметичности межколонного пространства скважины (см. патент РФ №2234591 от 03.01.2002 г. по кл. Е21В 33/138, опубл. в Бюл. №№23, 2004).- known working fluid is a solution of urea in methanol (a complexing agent), described in the method for restoring the tightness of the annulus of a well (see RF patent No. 2234591 of January 3, 2002 according to CL E21B 33/138, publ. in Bull. No. No. 23, 2004).
Недостатком указанной рабочей жидкости является недостаточная эффективность изоляционных работ. Это обусловлено следующими причинами: применение рабочей жидкости - раствора карбамида в метаноле для ликвидации межколонных давлений эффективно лишь в том случае, если в качестве межколонного флюида выступает нефть. Межколонным флюидом может быть вода (рапа), при этом применение данной рабочей жидкости неэффективно вследствие высокой растворимости в ней метанола и карбамида. Если в качестве межколонного флюида выступает газ, то эффективность герметизации указанного состава снижается вследствие малого содержания в рабочей жидкости закупоривающего агента - карбамида, концентрация которого составляет порядка 15 мас.%.The disadvantage of this working fluid is the lack of effectiveness of insulation work. This is due to the following reasons: the use of a working fluid - a solution of urea in methanol to eliminate intercolumn pressures is effective only if oil is used as the intercolumn fluid. Column fluid may be water (brine), while the use of this working fluid is ineffective due to the high solubility of methanol and urea in it. If gas acts as a cross-column fluid, then the sealing efficiency of the specified composition is reduced due to the low content in the working fluid of a plugging agent - urea, the concentration of which is about 15 wt.%.
Рабочая жидкость при взаимодействии с нефтью образует закупоривающую массу, которая имеет низкие адгезионные свойства, обусловленные содержанием в ней нефти, которая обладает хорошими смазочными свойствами. Нефть может выступать в качестве пластификатора, однако закупоривающая масса легко разрушается под действием механических нагрузок.When interacting with oil, the working fluid forms a clogging mass, which has low adhesive properties due to the oil content in it, which has good lubricating properties. Oil can act as a plasticizer, however, the clogging mass is easily destroyed by mechanical stress.
Вышеуказанное не обеспечит эффективную герметизацию меж- или заколонного пространства, повторную герметизацию резьбовых соединений обсадных колонн.The above will not provide effective sealing of the inter- or annular space, repeated sealing of threaded joints of casing strings.
- В качестве прототипа взята герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине, рецептура которой имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:- As a prototype taken sealing composition for insulation work in the well, the formulation of which has the following ratio of ingredients, wt.%:
(см.патент РФ №2387691 от 25.12.2008 г.по кл. С09К 8/502, опубл. в Бюл. №11, 2010 г.).(see patent of the Russian Federation No. 2387691 dated December 25, 2008 according to class C09K 8/502, published in Bul. No. 11, 2010).
Недостатком указанного полимерного состава является недостаточная эффективность изоляционных работ.The disadvantage of this polymer composition is the lack of effectiveness of insulation work.
При эксплуатации скважин подземных хранилищ газа происходит нарушение герметичности цементного кольца. Возникновение трещин в цементном кольце происходят из-за температурных напряжений, возникающих при закачке и отборе горячего или холодного газа, а также динамических нагрузок на колонну и цементный камень от колебаний давления в стволе и в пласте-коллекторе при смене циклов закачка-отбор и вертикальных знакопеременных движений толщи пород.When operating wells in underground gas storages, a leak in the cement ring occurs. Cracks in the cement ring occur due to temperature stresses that occur during the injection and selection of hot or cold gas, as well as dynamic loads on the column and cement stone from pressure fluctuations in the wellbore and in the reservoir when changing injection-selection cycles and vertical alternating rock mass movements.
В цикле закачки газа его температура, как правило, существенно отличается от пластовой и в течение 5-6 месяцев идет изменение теплового поля стенок скважины. При отборе газа из ПХГ газ, поднимаясь на поверхность, изменяет температуру приствольной зоны скважины. Возникающие здесь температурные напряжения будут сжимающими или растягивающими в циклах работы ПХГ.In the cycle of gas injection, its temperature, as a rule, differs significantly from the reservoir and within 5-6 months there is a change in the thermal field of the well walls. When taking gas from underground gas storage, gas rising to the surface changes the temperature of the near-wellbore zone. The temperature stresses arising here will be compressive or tensile in the UGS operation cycles.
Что касается месторождений, то причинами межколонных проявлений, которые вызывают разрушение цементного камня, являются различные технологические операции, проводимые в скважине: опрессовка и перфорация обсадных колонн, разбуривание цементного стакана, углубление ствола скважины и т.д.As for the fields, the reasons for the annular manifestations that cause the destruction of cement stone are various technological operations carried out in the well: crimping and perforating casing, drilling a cement cup, deepening the wellbore, etc.
Канифоль сосновая представляет собой хрупкий материал. При герметизации цементного кольца канифолью, даже с добавками пластификатора - масла касторового, может произойти растрескивание герметизирующей массы, в свою очередь вызывая межколонное давление. Следовательно, пластифицирование канифоли сосновой является недостаточным, герметизирующий эффект будет кратковременным.Pine rosin is a fragile material. When sealing the cement ring with rosin, even with the addition of a plasticizer - castor oil, cracking of the sealing mass can occur, which in turn causes intercolumn pressure. Therefore, the plasticization of pine rosin is insufficient, the sealing effect will be short-lived.
Возникновение трещин в цементном кольце будет способствовать и снижению адгезии между канифолью сосновой и стенками скважины.The occurrence of cracks in the cement ring will also contribute to a decrease in adhesion between pine rosin and the borehole walls.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность изоляционных работ в скважинах за счет использования герметизирующей композиции с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными повышенными пластифицирующими свойствами, адгезией композиции к поверхностям технических и эксплуатационных колонн; и, как следствие, увеличивается межремонтный период работы скважины.The technical result that can be obtained by implementing the present invention is as follows: the efficiency of the insulating work in wells is improved by using a sealing composition with improved technological properties due to increased plasticizing properties, adhesion of the composition to the surfaces of technical and production columns; and, as a result, the overhaul period of the well increases.
Технический результат достигается известной герметизирующей композицией для изоляционных работ в скважине, состоящей из кольматирующего агента, пластификатора и органического растворителя, которая в качестве кольматирующего агента содержит камфору синтетическую, в качестве пластификатора - пленку поливинилбутиральную, а в качестве органического растворителя - спирт изопропиловый, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The technical result is achieved by the well-known sealing composition for insulating work in a well, consisting of a clogging agent, a plasticizer and an organic solvent, which contains synthetic camphor as a clogging agent, a polyvinyl butyral film as a plasticizer, and isopropyl alcohol as an organic solvent, in the following ratio ingredients, wt.%:
Заявляемая герметизирующая композиция соответствует условию «новизна».The inventive sealing composition meets the condition of "novelty."
Для приготовления герметизирующей композиции используют камфору синтетическую, марки А по ТУ 13-0281078-28-70-78, пленку поливинилбутиральную клеящую по ГОСТ 9438-85, спирт изопропиловый по ГОСТ 9805-84.To prepare the sealing composition, synthetic camphor is used, grade A according to TU 13-0281078-28-70-78, a polyvinyl butyral adhesive film according to GOST 9438-85, isopropyl alcohol according to GOST 9805-84.
Совместное применение в рецептуре предлагаемой герметизирующей композиции ингредиентов в указанном содержании обеспечивает эффективность изоляционных работ в скважине.The combined use in the recipe of the proposed sealing composition of the ingredients in the specified content ensures the effectiveness of the insulating work in the well.
Камфора синтетическая является гидрофобным веществом, однако наличие в молекуле камфоры полярной кетонной группы (=С=O) позволяет ей растворяться в алифатических спиртах, причем ее растворимость весьма велика, например в 1 мл 90%-ного этилового спирта растворяется 1 г камфоры. Высокая растворимость камфоры синтетической позволяет использовать ее в качестве кольматирующего агента для ликвидации межколонных давлений при изоляции межколонного и заколонного пространства, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн.Synthetic camphor is a hydrophobic substance, however, the presence of a polar ketone group in the camphor molecule (= C = O) allows it to dissolve in aliphatic alcohols, and its solubility is very high, for example, 1 g of camphor dissolves in 1 ml of 90% ethyl alcohol. The high solubility of synthetic camphor allows it to be used as a colmatizing agent to eliminate annular pressure when isolating annular and annular spaces, and re-sealing threaded joints of casing strings.
Спирт изопропиловый является летучим растворителем, размер молекулы которого много меньше диаметра капилляров и пор в цементном камне. Молекулы спирта изопропилового могут удаляться через эту пористую среду за счет адсорбции их цементным камнем. Раствор камфоры является высококонцентрированным, близким к насыщению, удаление спирта изопропилового также приводит к увеличению концентрации камфоры синтетической в растворе. Камфора синтетическая адсорбируется на поверхности пор (хемосорбция), за счет процесса адсорбции образуются зародыши кристаллической фазы камфоры. Рост зародышей происходит к росту кристаллов. Последнее обеспечивает композиции длительное время кристаллизации. Кристаллическая масса закупоривает вначале мелкие поры и капилляры, а затем и зону негерметичности. Это обусловлено тем, что отношение диаметра каналов зоны негерметичности к диаметру капилляров составляет величину порядка сотен и тысяч. Другим фактором, вызывающим выпадение кольматирующих кристаллов камфоры синтетической, является наличие воды. Вода в адсорбированном виде всегда присутствует в цементном камне. Спирт изопропиловый является гигроскопичным веществом, т.е. легко поглощает влагу, которая оказывает высаливающее действие на камфору. Использование в качестве пластификатора - пленки поливинилбутиральной способствует уменьшению хрупкости камфоры синтетической. Это обусловлено следующим: высокомолекулярный поливинилбутираль адсорбируется на гранях растущих кристаллов камфоры, рост кристаллов прерывается, образуются новые зародыши кристаллической фазы камфоры. В свою очередь камфора может выступать в качестве пластификатора для поливинилбутираля. Механизм пластифицирующего действия следующий. Молекулы камфоры проникают в межструктурные пространства полимера, при этом истинно растворяется в полимере ничтожное количество камфоры, молекулы которой адсорбируются на межструктурной поверхности раздела, образуя тончайшие мономолекулярные слои так называемой граничной смазки, облегчающей подвижность надмолекулярных структур.Isopropyl alcohol is a volatile solvent, the size of the molecule is much smaller than the diameter of the capillaries and pores in the cement stone. Molecules of isopropyl alcohol can be removed through this porous medium due to their adsorption by cement stone. The camphor solution is highly concentrated, close to saturation, the removal of isopropyl alcohol also leads to an increase in the concentration of synthetic camphor in the solution. Synthetic camphor is adsorbed on the surface of pores (chemisorption); nuclei of the crystalline phase of camphor are formed due to the adsorption process. Germ growth occurs to crystal growth. The latter provides the composition with a long crystallization time. The crystalline mass first clogs the small pores and capillaries, and then the leakage zone. This is because the ratio of the diameter of the channels of the leakage zone to the diameter of the capillaries is of the order of hundreds and thousands. Another factor causing the precipitation of the camphor synthetic camphor crystals is the presence of water. Adsorbed water is always present in cement stone. Isopropyl alcohol is a hygroscopic substance, i.e. easily absorbs moisture, which has a salting effect on camphor. Use as a plasticizer - polyvinyl butyral film helps to reduce the fragility of synthetic camphor. This is due to the following: high molecular weight polyvinyl butyral is adsorbed on the faces of growing camphor crystals, crystal growth is interrupted, new nuclei of the crystalline phase of camphor are formed. In turn, camphor can act as a plasticizer for polyvinyl butyral. The mechanism of plasticizing action is as follows. Camphor molecules penetrate into the interstructural spaces of the polymer, while an insignificant amount of camphor truly dissolves in the polymer, the molecules of which are adsorbed on the interstructural interface, forming the thinnest monomolecular layers of the so-called boundary lubrication, which facilitates the mobility of supramolecular structures.
Наличие большого количества небольших по размерам кристаллов камфоры и полибутираля составляющей между кристаллами способствует повышению пластичности поликристаллической смеси, что способствует повышению эффективности изоляционных работ. В итоге образуется однородная герметизирующая композиция с необходимыми низкими вязкостными свойствами, обеспечивающими ее глубокое проникновение в зону негерметичности.The presence of a large number of small-sized crystals of camphor and polybutyral component between the crystals increases the plasticity of the polycrystalline mixture, which increases the efficiency of insulation work. As a result, a uniform sealing composition with the necessary low viscosity properties is formed, which ensures its deep penetration into the leakage zone.
Герметизирующая композиция характеризуется повышенной адгезией к цементному камню, что обусловлено следующим: раствор камфоры и поливинилбутираля в изопропиловом спирте хорошо смачивают металлическую поверхность технических и эксплуатационных колонн, в результате чего обеспечивается тесный контакт между молекулами и функциональными группами молекул поливинилбутираля, камфоры и металла. Далее происходит непосредственное взаимодействие кольматантов и поверхности металла, которое обусловлено различными силами - от Ван-дер-ваальсовских до химических. Такое межмолекулярное взаимодействие контактирующих фаз приводит к повышенной адгезии, что соответствует минимальной межфазной энергии. Протекание описанных процессов приводит к образованию прочного флюидонепроницаемого герметизирующего каркаса, надежно сцепленного с поверхностью труб, ликвидирующего межколонные газопроявления. Вышесказанное приводит к повышению эффективности проводимых изоляционных работ и увеличивается межремонтный период работы скважины.The sealing composition is characterized by increased adhesion to cement stone, which is due to the following: a solution of camphor and polyvinyl butyral in isopropyl alcohol moistens the metal surface of technical and production columns well, as a result of which close contact between the molecules and functional groups of polyvinyl butyral, camphor and metal molecules is ensured. Then there is a direct interaction of the colmatants and the metal surface, which is caused by various forces - from Van der Waals to chemical. Such intermolecular interaction of the contacting phases leads to increased adhesion, which corresponds to the minimum interfacial energy. The course of the described processes leads to the formation of a durable fluid-tight sealing frame, reliably adhered to the surface of the pipes, eliminating the annular gas manifestations. The above leads to an increase in the efficiency of the ongoing insulation work and the overhaul period of the well increases.
Содержание в составе герметизирующей композиции пленки поливинилбутиральной менее 1 мас.% и камфоры синтетической более 49 мас.% нецелесообразно, так как не произойдет полного растворения камфоры синтетической, что не позволит композиции заполнить зону негерметичности и не обеспечивает эффективность изоляционных работ.The content of the polyvinyl butyral film in the sealant composition of less than 1 wt.% And synthetic camphor of more than 49 wt.% Is impractical, since synthetic camphor will not completely dissolve, which will not allow the composition to fill the leakage zone and does not ensure the effectiveness of insulation work.
Содержание в составе герметизирующей композиции пленки поливинилбутиральной более 6 мас.% и камфоры синтетической менее 1,0 мас.% нецелесообразно, так как не произойдет полного растворения пленки поливинилбутиральной, что затрудняет проведение изоляционных работ.The content of the polyvinyl butyral film in the sealing composition of the film is more than 6 wt.% And synthetic camphor less than 1.0 wt.% Is impractical, since the polyvinyl butyral film does not completely dissolve, which complicates the insulation work.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.Thus, according to the above, the proposed combination of essential features ensures the achievement of the claimed technical result.
Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявленному техническому результату.Not identified by available sources of fame, technical solutions having features that match the distinctive features of the invention according to the claimed technical result.
Заявляемая герметизирующая композиция соответствует условию «изобретательский уровень».The inventive sealing composition meets the condition of "inventive step".
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.In more detail, the essence of the claimed invention is described by the following examples.
Пример (промысловый)Example (fishing)
Проводят работы по ликвидации газопроявлений в межколонном пространстве между эксплуатационной и техническими колоннами скважины ПХГ.Work is underway to eliminate gas in the annulus between the production and technical columns of the UGS well.
Исходные данныеInitial data
Фонтанная арматура АФК 3-65×210.Fountain fittings AFC 3-65 × 210.
Колонная головка ОКК-1-210 - 168×245.Column head OKK-1-210 - 168 × 245.
Пластовое давление 11,6 МПа.The reservoir pressure is 11.6 MPa.
Давление в межколонном пространстве Рмкп168×245=136 МПа.The pressure in the annular space P mkp168 × 245 = 136 MPa.
Причиной возникновения межколонных газопроявлений является негерметичность цементного кольца между эксплуатационной и технической колоннами. Проведение изоляционных работ предусматривает заполнение газопроводящих каналов в межколонном пространстве герметизирующей композицией. Основные параметры, характеризующие межколонное пространство скважины (дебит постоянного притока газа - qпп и пустотный его объем - Vмкп), устанавливают на стадии выпуска межколонного флюида. Выпуск флюида проводится до полного прекращения его выхода или установления постоянного дебита. На основе результатов проведенных газодинамических исследований определяют общую емкость флюидопроводящих каналов в межколонном пространстве по формулеThe cause of the intercolumnar gas manifestations is the leakage of the cement ring between production and technical columns. Carrying out insulation work involves filling the gas-conducting channels in the annular space with a sealing composition. The main parameters characterizing the annular space of the well (flow rate of constant gas inflow - q pp and its void volume - V microprocessor ) are set at the stage of production of the annular fluid. The fluid is released until the cessation of its output or the establishment of a constant flow rate. Based on the results of gas-dynamic studies, the total capacity of the fluid-conducting channels in the annular space is determined by the formula
, ,
где VМКП - пустотный объем межколонного пространства, м3;where V MCP is the void volume of the annular space, m 3 ;
VГ - объем выпущенного газа, м3;V G - the volume of gas released, m 3 ;
ρ1 - плотность газа в месте установки газового счетчика, кг/м3;ρ 1 - gas density at the installation site of the gas meter, kg / m 3 ;
qПП- дебит постоянного притока газа, м3/ч;q PP - flow rate of constant gas flow, m 3 / h;
ρ2 - средняя плотность газа в межколонном пространстве, кг/м3;ρ 2 - the average density of the gas in the annular space, kg / m 3 ;
t - общее время выпуска газа, ч.t is the total time of gas release, h
Готовят 0,1 м3 герметизирующей композиции при соотношении ингредиентов, мас.%:Prepare 0.1 m 3 sealing composition with a ratio of ingredients, wt.%:
В емкость объемом 0,2 м заливают 91,7 л (72 мас.%) спирта изопропилового. Небольшими порциями, тщательно перемешивая, добавляют 3 кг (3 мас.%) измельченной пленки поливинилбутиральной. После полного растворения пленки поливинилбутиральной, тщательно перемешивая, добавляют 25 кг (25 мас.%) камфоры синтетической.91.7 l (72 wt.%) Of isopropyl alcohol is poured into a 0.2 m container. In small portions, thoroughly mixing, add 3 kg (3 wt.%) Of the crushed polyvinyl butyral film. After complete dissolution of the polyvinyl butyral film, thoroughly mixing, add 25 kg (25 wt.%) Synthetic camphor.
Порядок проведения работ:Work procedure:
1. Стравливают газ из межколонного пространства 168×245 мм.1. Bleed the gas from the annular space 168 × 245 mm
2. Монтируют нагнетательную линию от агрегата ЦА-320 на межколонное пространство скважины 168×245 мм. Опрессовывают нагнетательную линию на 5,0 МПа.2. Mount the injection line from the CA-320 unit to the annular space of the well 168 × 245 mm. The pressure line is tested at 5.0 MPa.
3. Работой агрегата ЦА-320 закачивают в межколонное пространство герметизирующую композицию в объеме 0,1 м3.3. The operation of the unit CA-320 is pumped into the annular space sealing composition in a volume of 0.1 m 3 .
4. Монтируют нагнетательную линию от компрессора СДА 101/10 в межколонное пространство 168×245 мм и проводят закачку газа (азота) до 4,0 МПа. Закрывают затрубное пространство и оставляют на 48 часа на ожидание затвердевания композиции. Демонтируют нагнетательную линию.4. Mount the discharge line from the SDA 101/10 compressor into the annular space of 168 × 245 mm and inject gas (nitrogen) up to 4.0 MPa. Close the annulus and leave for 48 hours to wait for the composition to solidify. Dismantle the discharge line.
Пример (промысловый)Example (fishing)
Проводят работы по повторной герметизации резьбовых соединений эксплуатационной колонны на скважине ПХГ.Work is underway to re-seal the threaded joints of the production string at the UGS well.
Исходные данныеInitial data
Пластовое давление Рпл=11,57 МПа.The reservoir pressure P PL = 11.57 MPa.
Давление в межколонном пространстве Рмкп168×245=0,7 МПа.The pressure in the annulus P MK168 × 245 = 0.7 MPa.
Скважина ПХГ исследовалась комплексом ГИС. По результатам проведенных исследований в скважине установлено следующее:The UGS well was investigated by the GIS complex. According to the results of studies in the well, the following was established:
1. По данным термометрии отмечается место негерметичности резьбового соединения эксплуатационной колонны на глубине 38,5 м.1. According to thermometry, the place of leakage of the threaded connection of the production string at a depth of 38.5 m is noted.
2. По данным акустической цементометрии - изменение волновой картины до и после прокачки газа в межколонное пространство свидетельствует о движении газа по заколонному пространству.2. According to acoustic cementometry, a change in the wave pattern before and after pumping gas into the annular space indicates the movement of gas through the annular space.
3. Голова цементного моста находится на глубине 41 м.3. The head of the cement bridge is at a depth of 41 m.
Объем герметизирующей композиции для проведения работ V определяют по формулеThe volume of the sealing composition for work V is determined by the formula
, ,
где h - изолируемый интервал эксплуатационной колонны, м (с учетом коэффициента запаса принимается равным 4,5 м).where h is the insulated interval of the production casing, m (taking into account the safety factor is taken equal to 4.5 m).
V=0,785·0,1682·4,5=0,1 м3.V = 0.785 · 0.168 2 · 4.5 = 0.1 m 3 .
Готовят 0,1 м герметизирующей композиции при соотношении ингредиентов, мас.%:Prepare 0.1 m of the sealing composition at a ratio of ingredients, wt.%:
В мерник цементировочного агрегата ЦА-320 заливают 118,5 л (93,0 мас.%) спирта изопропилового. Небольшими порциями, тщательно перемешивая, добавляют 6 кг (6 мас.%) измельченной пленки поливинилбутиральной. После полного растворения пленки поливинилбутиральной, тщательно перемешивая, добавляют 1 кг (1 мас.%) камфоры синтетической.118.5 l (93.0 wt.%) Of isopropyl alcohol are poured into the measuring unit of the cementing unit CA-320. In small portions, thoroughly mixing, add 6 kg (6 wt.%) Of the crushed polyvinyl butyral film. After complete dissolution of the polyvinyl butyral film, thoroughly mixing, add 1 kg (1 wt.%) Synthetic camphor.
Порядок проведения работ:Work procedure:
1. Свободным наливом на установленный на глубине 41 м подвесной цементный мост (НКТ подняты) заливают 0,1 м герметизирующей композиции.1. Free pouring onto a suspended cement bridge installed at a depth of 41 m (tubing raised) pour 0.1 m of the sealing composition.
2. Обвязывают пространство скважины с компрессором, с помощью которого создали давление 9,5 МПа.2. Bind the space of the well with a compressor, with the help of which a pressure of 9.5 MPa was created.
3. Скважину оставляют под давлением на ожидание затвердевания композиции. Через 72 часа стравливают давление в трубном пространстве.3. The well is left under pressure to wait for the composition to solidify. After 72 hours, the pressure in the pipe space is vented.
4. Разбуривают цементный мост.4. Drill a cement bridge.
После проведения изоляционных работ давление в межколонном пространстве After insulation work, the pressure in the annulus
Рмкп168×245=0. Следовательно, использование герметизирующей композиции позволило ликвидировать негерметичность резьбовых соединений.P mkp168 × 245 = 0. Consequently, the use of a sealing composition made it possible to eliminate leaks in threaded joints.
Примеры №1 (лабораторный)Examples No. 1 (laboratory)
Для приготовления 1000 г герметизирующей композиции в 637 мл спирта изопропилового плотностью 0,785 г/см3 (50,0 мас.%), тщательно перемешивая, добавляют 10 г (1 мас.%) измельченной пленки поливинилбутиральной. После полного растворения пленки поливинилбутиральной, тщательно перемешивая, добавляют 490 г (49 мас.%), камфоры синтетической. Определяют технологические свойства герметизирующей композиции: кинематическая вязкость τ=3,12 сСт, время кристаллизации t=8 ч, адгезия к металлу Рм=0,50 МПа, проницаемость по газу:To prepare 1000 g of the sealing composition in 637 ml of isopropyl alcohol with a density of 0.785 g / cm 3 (50.0 wt.%), Thoroughly mixing, add 10 g (1 wt.%) Of the crushed polyvinyl butyral film. After complete dissolution of the polyvinyl butyral film, thoroughly mixing, add 490 g (49 wt.%), Synthetic camphor. The technological properties of the sealing composition are determined: kinematic viscosity τ = 3.12 cSt, crystallization time t = 8 h, adhesion to metal P m = 0.50 MPa, gas permeability:
до обработки К=6,87 мкм2, после обработки K1=0,04 мкм2, Кг=99,4%.before processing K = 6.87 μm 2 , after processing K 1 = 0.04 μm 2 , K g = 99.4%.
Пример №2Example No. 2
Готовят 1000 г герметизирующей композиции, г/мас.%:Prepare 1000 g of the sealing composition, g / wt.%:
Проводят все операции, как в примере №1.All operations are carried out, as in example No. 1.
Герметизирующая композиция имеет следующие технологические свойства: τ=5,83 сСт, t=17 ч, Рм=0,73 МПа, К=6,63 мкм2, после K1=0,03 мкм2, Кг=99,5%.The sealing composition has the following technological properties: τ = 5.83 cSt, t = 17 h, P m = 0.73 MPa, K = 6.63 μm 2 , after K 1 = 0.03 μm 2 , K g = 99, 5%.
Пример №3Example No. 3
Проводят все операции, как в примере №1.All operations are carried out, as in example No. 1.
Герметизирующая композиция имеет следующие технологические свойства: τ=8,70 сСт, t=26 ч, Рм=0,94 МПа, К=6,03 мкм2, К1=0,07 мкм2, Кг=98,8%.The sealing composition has the following technological properties: τ = 8.70 cSt, t = 26 h, P m = 0.94 MPa, K = 6.03 μm 2 , K 1 = 0.07 μm 2 , K g = 98.8 %
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня, промышленной применимости», то есть является патентоспособным.Thus, the claimed technical solution meets the condition of "novelty, inventive step, industrial applicability", that is, is patentable.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010131747/03A RU2445338C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Sealing composition for insulation work in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010131747/03A RU2445338C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Sealing composition for insulation work in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2445338C1 true RU2445338C1 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=46030109
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010131747/03A RU2445338C1 (en) | 2010-07-28 | 2010-07-28 | Sealing composition for insulation work in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2445338C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1186785A1 (en) * | 1983-11-23 | 1985-10-23 | Tsni Lab Proizv Obedineniya Uk | Polymeric composition for dividing borehole |
RU2234591C2 (en) * | 2002-01-03 | 2004-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of air-tightness recovery in tubular well annulus |
RU2235856C2 (en) * | 2001-10-04 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Ингушнефтегазпром" | Method for selective isolation of water influxes into oil wells by means of compositions based on solutions of polyvinylbuterene (variants) |
US7533723B2 (en) * | 2003-10-09 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Well bore treatment fluid |
RU2387691C1 (en) * | 2008-12-25 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealing composition for remedial cementing |
EA013276B1 (en) * | 2007-02-15 | 2010-04-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and apparatus for fiber-based diversion |
-
2010
- 2010-07-28 RU RU2010131747/03A patent/RU2445338C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1186785A1 (en) * | 1983-11-23 | 1985-10-23 | Tsni Lab Proizv Obedineniya Uk | Polymeric composition for dividing borehole |
RU2235856C2 (en) * | 2001-10-04 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Ингушнефтегазпром" | Method for selective isolation of water influxes into oil wells by means of compositions based on solutions of polyvinylbuterene (variants) |
RU2234591C2 (en) * | 2002-01-03 | 2004-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of air-tightness recovery in tubular well annulus |
US7533723B2 (en) * | 2003-10-09 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Well bore treatment fluid |
EA013276B1 (en) * | 2007-02-15 | 2010-04-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and apparatus for fiber-based diversion |
RU2387691C1 (en) * | 2008-12-25 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealing composition for remedial cementing |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Bai et al. | Gelation study on a hydrophobically associating polymer/polyethylenimine gel system for water shut-off treatment | |
RU2400517C2 (en) | Sealing composition, including cross-linkable material and reduced amount of cement, for permeable zone of well | |
AU2014281149B2 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
US9366125B2 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
FR3038600A1 (en) | CALCIUM ALUMINOPHOSPHATE CEMENT COMPOSITIONS WITH EXTENDED LIFETIME | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
RU2445338C1 (en) | Sealing composition for insulation work in well | |
US10982126B2 (en) | Chemical packer composition and methods of using same for isolation of water/gas zones | |
RU2387691C1 (en) | Sealing composition for remedial cementing | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2495902C1 (en) | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas | |
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 | |
RU2399644C1 (en) | Sealing composition for insulation work in well | |
RU2435020C2 (en) | Procedure for insulation of water inflowing pay in well and heat insulating pipe for its implementation | |
RU2366801C2 (en) | Method of eliminating leakage of cased column | |
RU2287663C2 (en) | Method for express-repairs to restore pressurization of gas-water-oil showing wells | |
RU2209297C2 (en) | Composition for shutoff of water inflows to well | |
RU2534373C1 (en) | Method for shutoff of stratal water influx | |
RU2785984C1 (en) | Method for carrying out repair and insulation work in the well | |
RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well | |
RU2418153C1 (en) | Method for limiting water inlux in well | |
US20240018845A1 (en) | Geopolymer well bore placement and sealing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180608 |