RU2447257C2 - Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells - Google Patents
Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447257C2 RU2447257C2 RU2010117683/03A RU2010117683A RU2447257C2 RU 2447257 C2 RU2447257 C2 RU 2447257C2 RU 2010117683/03 A RU2010117683/03 A RU 2010117683/03A RU 2010117683 A RU2010117683 A RU 2010117683A RU 2447257 C2 RU2447257 C2 RU 2447257C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- annular
- gas
- spaces
- tightness
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышлености и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности, для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for repair and insulation work in wells, in particular, to restore the tightness of annular and annular spaces during operation of deep oil, gas and gas condensate wells.
Изобретение может быть применено для устранения миграции флюидов (газа, нефти, рапы, воды) в каналах крепи скважин, которые находятся в эксплуатации, простое, консервации или в бурении (после спуска и цементирования первых обсадных колонн).The invention can be applied to eliminate the migration of fluids (gas, oil, brine, water) in the channels of the well supports that are in operation, idle, conservation or in drilling (after lowering and cementing the first casing strings).
Известно, что заколонное и межколонные газопроявления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа на устье скважины, либо в виде внутрискважинных межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит, прежде всего, по контактной зоне цементный камень - обсадная колона и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период начального затвердевания цементного камня и при дальнейшей эксплуатации скважины. В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компресорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Аветисов А.Г. «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин», М., Недра, 1981).It is known that annular and intercolumn gas occurrences occur in many wells. They are manifested either by the exit of gas at the wellhead, or in the form of downhole intercolumn flows. The migration of formation fluid occurs, first of all, along the contact zone cement stone - casing and cement stone - well wall due to channel formation during the initial hardening of the cement stone and during further operation of the well. In modern oil and gas production, the restoration of the tightness of the annular spaces of wells is carried out by repeated cementing under pressure. This method includes the descent of the tubing into the well to the location of the perforation holes or the defect in the string and forcing the grout through them under pressure (Avetisov A.G. “Repair and insulation work when drilling oil and gas wells”, M., Nedra , 1981).
Повторное цементирование под давлением представляет собой капитальный ремонт скважины, включающий сложные, дорогостоящие, длительные по времени технологические операции, такие как глушение скважины и подъем насосно-компрессорных труб с подземным оборудованием; спуск бурильных труб, установку цементного моста, отсекающего обсадную колонну от продуктивного горизонта; перфорация выбранного участка; спуск насосно-компрессорных труб в зону перфорации; закачка и задавливание цементного раствора через перфорационные отверстия в межколонное пространство скважины.Repeated cementing under pressure is a well overhaul, including complex, expensive, time-consuming technological operations, such as killing a well and lifting tubing with underground equipment; launching drill pipes, installing a cement bridge that cuts off the casing from the productive horizon; perforation of the selected area; descent of tubing into the perforation zone; injection and crushing of cement through perforations into the annulus of the well.
Известен способ уплотнения колонн газовых скважин, включающий обработку внутренней поверхности обсадной колонны в газовой среде путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора омыленного таллового пека (ОТП) с концентрацией 18-25 масс.% 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 (авт. св. №1521860, Е21В 33/00, 1989).A known method of sealing columns of gas wells, including processing the inner surface of the casing in a gaseous medium by pumping into the annulus of a water-based plugging agent - an aqueous solution of saponified tall pitch (OTP) with a concentration of 18-25 wt.% With simultaneous or sequential supply of a chloride solution calcium or magnesium with a density of 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 (ed. St. No. 1521860, ЕВВ 33/00, 1989).
Известный способ может использоваться при удельной приемистости через неплотные резьбы эксплуатационой колонны в скважине по воде от 51·10-2 до 17,4·10-2 м3/ч·MПа. При более низкой удельной примистости этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.The known method can be used for specific injectivity through loose threads of the production string in the well through water from 51 · 10 -2 to 17.4 · 10 -2 m 3 / h · MPa. With a lower specific gravity, this method cannot be used due to the significant viscosity of the sealing composition.
Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при проявлении 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 масс.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С21-С25) концентрацией 5-7 масс.%.There is also known a method for sealing columns of gas wells during the manifestation of annular pressure, 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 clogging agent is preliminarily prepared by dispersing 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 в соединениях эксплуатационной колонны в зацементированной скважине и цементного кольца за ней в месте приемистости осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора диспергированного таллового пека с электролитом (авт. свид. №1737103, Е21В 33/00, 1992).Sealing of leaks in the joints of the production string in the cemented well and the cement ring behind it at the injection site is carried out by the agent formed by the interaction of the dispersed tall pitch solution with the electrolyte (ed. Certificate No. 1737103, ЕВВ 33/00, 1992).
Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца за ней 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 behind it at a lower specific injectivity in water from 2 · 10 -2 to 2.5 · 10 -2 m 3 / h · MPa without preliminary operations to increase the absorption capacity.
Однако применение указанных способов для уплотнения крепи скважины, в частности для герметизации цементного кольца, при удельной приемистости неплотных резьб скважины по воде от 2·10-2 до 1·10-2 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 и увеличения времени нагнетания до практически неприемлемых пределов.However, the use of these methods for sealing the lining of the well, in particular for sealing the cement ring, with a specific throttle response of loose threads on the water from 2 · 10 -2 to 1 · 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 and increase the injection time to almost unacceptable limits.
Кроме того, эти работы достаточно трудоемки и предполагают последующую неоднократную и продолжительную продувку скважины газом после закачки в затрубное пространство закупоривающего агента (герметизирующего состава), что исключает проведение ремонтных работ без остановки эксплуатационных скважин.In addition, these works are rather laborious and require subsequent repeated and prolonged purging of the well with gas after injection of a plugging agent (sealing compound) into the annulus, which eliminates repair work without stopping production wells.
Известен способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом (ГС) на основе водного раствора смыленного таллового пека (ОТП) с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания его в заколонное и межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, герметизирующую жидкость на основе водного раствора смыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений более 10 атм, которые создаются глубинными источниками проявлений флюидов, для ускорения миграции по проницаемым каналам герметизирующего состава 5-17%-ной водный раствор смыленного таллового пека предварительно смешивают с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации.There is a method of express repair to restore the tightness of gas-water-oil-showing wells by first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values, then to plug the macrochannels and microchannels of fluid migration, fill the annular and annular spaces to the upper zone of the wellhead with a sealing compound (HS) based on an aqueous solution of washed tall oil pitch (OTP) with a concentration of 5 to 17% by at least a single free topping or injection it is injected into annular and annular spaces under pressure, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by the drop to zero values of gauge pressure in them by the pressure gauge or fluid flow rate from the flow meter from the annular spaces of the well, a sealing fluid based on an aqueous solution of washed tall tar pitch with a concentration from 5 to 17% is taken with liquid glass, and at intercolumn pressures of more than 10 atm, which are created by deep sources of fluid manifestations, to accelerate radios through the permeable channels of the sealing composition 5-17% aqueous solution of washed tall tar pitch is pre-mixed with liquid glass from 10 to 30% concentration.
Во втором варианте способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств (МП) до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора смыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания его в заколонное и межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений менее 10 атм, которые создаются источниками проявления флюидов, близкими к земной поверхности, для более длительного удержания герметизирующего состава в верхних интервалах миграционных каналов создают составной столб из двух последовательно закачиваемых порций: аномально вязкой порции жидкого стекла 35%-ной концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации (патент РФ №2364702, МПК Е21В 33/13, 2009 г.)In the second variant of the method of express repair to restore the tightness of gas-water-oil-showing wells by first dumping the excess pressure from the annular spaces (MP) to atmospheric values, then, to plug the macrochannels and microchannels of fluid migration, the annular and annular spaces are filled to the upper zone of the wellhead a sealing compound based on an aqueous solution of washed tall oil pitch with a concentration of from 5 to 17% by at least a single free topping or pumping it into annular and annular spaces under pressure, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero values of gauge pressure in them by a manometer or fluid flow rate from a flow meter from annular spaces of the well, a sealing fluid based on an aqueous solution of saponified tall oil pitch with a concentration from 5 to 17% is taken with liquid glass, and at intercolumn pressures of less than 10 atm, which are created by sources of manifestation of fluids close to the earth’s surface surface, for a longer retention of the sealing composition in the upper intervals of the migration channels, create a composite column of two sequentially pumped portions: an abnormally viscous portion of liquid glass of 35% concentration and a portion of an aqueous solution of saponified tall pitch of 5-17% concentration (RF patent No. 2364702, IPC Е21В 33/13, 2009)
В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрирует не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть) жидкий герметизирующий состав должен содержать конденсатонефтестойкий компонент, в качестве которого берут ОТП и жидкое стекло в соотношениях, позволяющих при оптимальной вязкости противостоять миграции жидких углеводородов. Следовательно, на проявляющих скважинах с нефтегазоконденсатным флюидом эффективность экспресс-ремонта возрастает по таким показателям, как снижение количества подкачек, по их обслуживанию, по контролю и анализу показателей (МКД, ЗГ, НГ), герметичности объекта.In the case of a multi-factor system, when not only gas but also liquid hydrocarbons (condensate, oil) migrate through the channels, the liquid sealing composition must contain a condensate-oil-resistant component, which is used for OTP and liquid glass in ratios that allow them to withstand the migration of liquid hydrocarbons at optimal viscosity. Consequently, in developing wells with oil and gas condensate fluid, the efficiency of express repair increases in such indicators as a decrease in the number of swappings, their maintenance, monitoring and analysis of indicators (MKD, ZG, NG), the tightness of the object.
Использование ГС как смеси жидкого стекла 10-30% от объма 5-17% раствора ОТП с последним повышает ее плотность, а следовательно, ускоряется ее доставка по каналу миграции к источнику проявления. В случае больших значений МКД (более 10 атм) речь идет о значительных расстояниях доставки. Так, при МКД=40 атм глубина источника не менее 400 м. С глубиной нарастает температурный фактор. Свойства жидкого стекла при этом компенсируют снижение аналогичных свойств у ОТП.The use of HS as a mixture of liquid glass 10-30% of the volume of a 5-17% solution of OTP with the latter increases its density, and therefore, its delivery through the migration channel to the source of manifestation is accelerated. In the case of large values of MCD (more than 10 atm), we are talking about significant delivery distances. So, at MCD = 40 atm, the source depth is at least 400 m. The temperature factor increases with depth. The properties of liquid glass in this case compensate for the decrease in similar properties in OTP.
При малых значениях межколонного давления (МКД), (менее 10 атм), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, повышение эффективности работ по экспресс-ликвидации их негерметичности зависит от времени пребывания ГС в интервале источника флюидопроявления. Быстрое прохождение закачанного в МКП ГС, как правило, малоэффективно. Предлагается ГС формировать из двух порций, что позволяет в канале миграции создать столб раствора ГС: из аномально вязкого раствора жидкого стекла (с концентрацией 35% и выше), в нижней его части, а в верхней части иметь раствор ОТП, что позволяет увеличить время воздействия ГС на источник флюидопроявления многократно и, следовательно, повысить результативность изоляции источника и герметизации межколонного пространства (МКП) скважины.At low values of intercolumn pressure (MCD), (less than 10 atm), which, as a rule, arise from sources of fluid manifestations close to the surface, an increase in the efficiency of works on rapid elimination of their leakage depends on the residence time of the HS in the range of the fluid manifestation source. The fast passage of the gas pumped into the MCP is, as a rule, ineffective. It is proposed to form the HS in two portions, which allows you to create a column of the HS solution in the migration channel: from an abnormally viscous liquid glass solution (with a concentration of 35% and above), in its lower part, and have an OTP solution in the upper part, which allows to increase the exposure time GS to the source of fluid manifestation is manifold and, therefore, to increase the efficiency of isolation of the source and sealing of annulus (MCP) of the well.
Однако при всех преимуществах известного способа возможно увеличение эффективности способа за счет придания используемым в нем компонентам активности на атомарном уровне сорбентом с чрезвычайно развитой поверхностью.However, with all the advantages of the known method, it is possible to increase the efficiency of the method by imparting atomic activity components used in it at an atomic level with an extremely developed surface sorbent.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин без их остановки на ремонт, заключающийся в том, что осуществляют вначале сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения. Затем для закупоривания микроканалов и макроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространоств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и вязкостью (11-14,1)·10-4 Па путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания в заколонное и межколонные пространства под давлением 5-50 атм, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважин (патент РФ №2287663, Е21В 33/138, 2006).Closest to the claimed technical solution is a method of express repair to restore the tightness of gas-water-oil-showing wells without stopping them for repair, which consists in first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values. Then, to clog the microchannels and macrochannels of fluid migration, fill the annular and annular spaces to the upper zone of the wellhead with a sealing compound based on an aqueous solution of saponified tall pitch with a concentration of 5 to 17% and a viscosity of (11-14.1) · 10 -4 Pa by at least once free topping or pumping into annular and annular spaces under a pressure of 5-50 atm, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero excess The pressure in them at the pressure gauge or flow of fluids from the flow meter of annular spaces of wells (RF patent №2287663, E 21 B 33/138, 2006).
Однако при осуществлении способа в устье межколонных пространств создается резервуар из герметизирующего состава (ГС), который подпитывает миграционный канал под действием гравитационных, капиллярных, обменных и диффузионных процессов. Массоперенос по каналам миграции приводит к накоплению пленок из герметизирующего состава в устье соединения каналов с источниками флюидопроявлений. При изоляции только газопроявляющих источников канал теряет миграционные функции, происходит устранение межколонных давлений газа (МКД), газовых затрубных грифонов (ЗГ) на поверхностях и предотвращение насыщения газом (НГ) приповерхностных околоскважинных отложений.However, when implementing the method, a reservoir is created at the mouth of the annular spaces from the sealing composition (HS), which feeds the migration channel under the influence of gravitational, capillary, exchange and diffusion processes. Mass transfer through migration channels leads to the accumulation of films from the sealing composition at the mouth of the connection of the channels with the sources of fluid manifestations. When isolating only gas-evolving sources, the channel loses its migration functions, the annular gas pressures (MKD), gas annular griffins (ZG) on the surfaces are eliminated and the saturation of near-surface near-bottom deposits with gas (NG) is prevented.
В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрирует не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть), жидкий герметизирующий состав при оптимальной вязкости должен противостоять миграции жидких углеводородов.In the case of a multi-factor system, when not only gas but also liquid hydrocarbons (condensate, oil) migrate through the channels, the liquid sealing composition at the optimum viscosity should resist the migration of liquid hydrocarbons.
В случае больших значений (>10 атм) межколонных давлений (МКД), например при МКД, равном 40 атм, глубина источника проявления не менее 400 м, герметизирующий состав недостаточно быстро достигает источника проявления. Известная технология недостаточно эффективна при малых (<10 атм) значениях межколонных давлений (МКД), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, так как в этом случае эффективность способа зависит от времени пребывания герметизирующего состава в интервале источника флюидопроявления (ФП), а за счет низкой плотности герметизирующего состава достаточно быстро проходит источник проявления.In the case of large values (> 10 atm) of intercolumn pressure (MCD), for example, with a MCD of 40 atm, the depth of the source of development is not less than 400 m, the sealing composition does not quickly reach the source of development. The known technology is not effective enough for small (<10 atm) values of annular pressures (MCD), which, as a rule, arise from sources of fluid manifestations close to the surface, since in this case the effectiveness of the method depends on the residence time of the sealing compound in the range of the source of fluid manifestation ( FP), and due to the low density of the sealing composition, the source of manifestation passes rather quickly.
Задачей заявленного изобретения является создание более эффективного надежного способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин, позволяющего при его использовании обеспечить ликвидацию межколонных давлений и затрубных грифонов, предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, а следовательно, исключение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.The objective of the claimed invention is the creation of a more efficient reliable method of express repair to restore the tightness of gas-water-oil-showing wells, which, when used, ensures the elimination of annular pressure and annular griffins, prevents gas saturation in the near-surface near-wellbore deposits, and, therefore, eliminates the conditions for explosions and fires in areas adjacent to wells.
Поставленная изобретением задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстанавлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин, включающем сначала сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью на основе водного раствора смыленного таллового пека (ОТП) с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, в герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека вводят углеродную смесь высокой реакционной способности (УСВР) в количестве 1-5%.The problem posed by the invention is solved in such a way that in the method of express repair to restore the tightness of gas-water-oil-showing wells, including first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values, then, to seal the macrochannels and microchannels of fluid migration, the annular and annular spaces are filled to the upper zone of the wellhead with a sealing fluid based on an aqueous solution of washed tall oil pitch (OTP) with a concentration of 5 to 17% by at least Once a free topping up or pumping it into annular and annular spaces under pressure, the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero values of overpressure in them by pressure gauge or fluid flow rate from a flow meter from annular spaces of the well into a sealing fluid based on water solution of saponified tall pitch injected with a carbon mixture of high reactivity (SPM) in an amount of 1-5%.
В качестве герметизирующей жидкости используют смесь водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и углеводородного сорбента высокореакционного в количестве 1-5%.As a sealing liquid, a mixture of an aqueous solution of saponified tall oil pitch with a concentration of from 5 to 17% and a highly reactive hydrocarbon sorbent in an amount of 1-5% is used.
Кратность закачки герметизирующего состава определяют в зависимости от миграционных каналов, что в целом приводит к ускорению восстановления герметичности заколонного и межколонного пространств скважины.The multiplicity of injection of the sealing composition is determined depending on the migration channels, which generally leads to an acceleration of the restoration of the tightness of the annular and intercolumn spaces of the well.
Омыленный талловый пек - полимерный реагент на основе сложных эфиров жирных, смоляных и полимеризованных кислот - берут по ТУ 2453-003022195725-2001.Saponified tall tar pitch - a polymer reagent based on esters of fatty, tar and polymerized acids - is taken according to TU 2453-003022195725-2001.
Углеродная смесь высокой реакционной способности (УСВР) представляет собой пухообразный порошок темно-серого цвета, являющийся смесью циклических углеродов с разорванными молекулярными связями, которые обладают высокой реакционной способностью, высочайшей развитой поверхностью, берут по ТУ2166-002-1839701500.The high reactivity carbon mixture (SPWR) is a dark gray powdery powder that is a mixture of cyclic carbons with broken molecular bonds, which have a high reactivity, a highly developed surface, and are taken according to TU2166-002-1839701500.
Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.The following examples illustrate the invention, but do not limit it.
Пример 1. Производят восстановление герметичности межколонного пространства (МП) между технической 245 мм и 146 мм эксплуатационной колоннами скважинами на нефтегазовом месторождении. Давление МКД составляет 22 атм, содержание флюида: газ-нефть.Example 1. Restore the tightness of the annular space (MP) between technical 245 mm and 146 mm production casing wells in the oil and gas field. The pressure MCD is 22 atm, the fluid content: gas-oil.
После стравливания давления из межколонного пространства с устья скважины, с помощью цементировочного агрегата, на пониженной скорости в межколонное пространство скважины закачивают раствор реагента на основе смыленного таллового пека с содержанием 2% УСВР. Давление заккачки не должно превышать 25-30 атм. По окончании работ по закачиванию закрывают запорное устройство межколонного пространства. Скважину оставляют под давлением на реагирование на сутки, после чего производят стравливание оставленного в МП давления. По истечении времени, равного периоду восстановления давления на данной скважине, производят контрольный замер давлений межколонного пространства. При наличиии МКД в МП работы по восстановлению герметичности МП повторяются. После проведения 3-4 обработок достигается полное восстановление герметичности межколонного пространства скважины.After bleeding the pressure from the annulus from the wellhead, using a cementing unit, at a reduced speed, a reagent solution is pumped into the annulus of the well based on washed-out tall tar pitch containing 2% SPM. The pumping pressure should not exceed 25-30 atm. At the end of the injection work, the closure of the annular space is closed. The well is left under pressure for response for a day, after which the pressure left in the MP is vented. After a time equal to the period of pressure recovery in this well, a control measurement of the annulus pressure is performed. In the presence of MCD in the MP, the work to restore the tightness of the MP is repeated. After 3-4 treatments, a complete restoration of the tightness of the annulus of the well is achieved.
При работах по ликвидации МКД на аналогичных скважинах с применением раствора реагента на основе смыленного таллового пека, включающего различные комплексные наполнители объемом до 40%, во много раз увеличивается расход наполнителя, возрастает время на прведение работ по ликвидации МКД, межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 1,5-2 раза.When eliminating MCD in similar wells using a reagent solution based on washed tall oil pitch, including various complex fillers up to 40%, the filler consumption increases many times, the time for performing MCD elimination works increases, the overhaul period between express repairs is reduced 1.5-2 times.
Пример 2. Производят восстановление герметичности межколонного пространства (МП1) между 324 мм и 245 мм техническими колоннами на скважине нефтяного месторождения. Давление в межколонном пространстве составляет 8-10 атм. Содержание флюида - пластовая жидкость со следами нефти. После стравливания давления из межколонного пространства с устья скважины, с помощью цементировочного агрегата, на пониженной скорости в межколонное пространство скважины закачивают раствор реагента на основе смыленного таллового пека с содержанием 5% УСВР на равновесие. Давление закачки не должно превышать 5-10 атм. Скважину оставляют под давлением на реагирование на сутки. По истечении времени, равного периоду восстановления давления на данной скважине, производят контрольный замер давлений межколонного пространства. При недостижении герметичности МП работы по восстановлению герметичности повторяются до полного снижения МКД. После 2-3 операций достигается герметичность межколонного пространства скважины.Example 2. Restore the tightness of the annular space (MP1) between 324 mm and 245 mm technical columns in the well of the oil field. The pressure in the annulus is 8-10 atm. Fluid content - formation fluid with traces of oil. After bleeding the pressure from the annulus from the wellhead, using a cementing unit, at a reduced speed, a reagent solution is pumped into the annulus of the well based on washed-out tall tar pitch with a content of 5% SRWR for equilibrium. The injection pressure should not exceed 5-10 atm. The well is left under pressure to respond to the day. After a time equal to the period of pressure recovery in this well, a control measurement of the annulus pressure is performed. If the tightness of the MP is not achieved, the work to restore the tightness is repeated until the MKD is completely reduced. After 2-3 operations, tightness of the annulus of the well is achieved.
При работах по ликвидации МКД на аналогичных скважинах с применением раствора реагента на основе смыленного таллового пека, включающего различные комплексные наполнители объемом до 40%, во много раз увеличивается расход наполнителя, возрастает время на проведение работ по ликвидации МКД, межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 1,5-2 раза.When eliminating MCD in similar wells using a reagent solution based on washed tall oil pitch, including various complex fillers up to 40%, the filler consumption increases many times, the time for MCD elimination works increases, the overhaul period between express repairs is reduced 1.5-2 times.
Использование в предложенном способе экспресс-ремонта герметизирующего состава с добавкой углеводородного сорбента высокой реакционной способности (УСВР), в котором частично разорванные ковалентные связи образуют в массе большое количество ненасыщенных межатомарных связей по периметру гексагоналов углерода. Эти ненасыщенные межатомарные углеродные связи при контакте с очень широкой группой веществ удерживают их в массе УСВР. Лучше всего удерживаются примеси, родственные УСВР по химическому составу, - углеводородсодержащие вещества.The use in the proposed method of express repair of a sealing compound with the addition of a high reactivity hydrocarbon sorbent (SIR), in which partially broken covalent bonds form a large number of unsaturated interatomic bonds along the perimeter of carbon hexagons. These unsaturated interatomic carbon bonds, when in contact with a very wide group of substances, hold them in the mass of SPM. Impurities related to the chemical composition of the UVR are best retained - hydrocarbon-containing substances.
Заявленный способ позволяет использовать образовавшиеся в процессе частицы для заполнения флюидопроводящих микроканалов цементного камня, противостоять миграции жидких углеводородов, что в итоге приводит к потере миграционных функций проводящих каналов, устранению межколонных давлений (МКД), газовых затрубных грифонов на поверхностях и предотвращению насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений и, как следствие, созданию условий безопасности на прилегающих к скважинам территориях.The claimed method allows the use of particles formed in the process to fill fluid-conducting microchannels of cement stone, to resist the migration of liquid hydrocarbons, which ultimately leads to a loss of migration functions of the conductive channels, elimination of annular pressures (MCD), gas annular griffins on surfaces and prevention of gas saturation of near-surface near-wellbore deposits and, as a result, the creation of security conditions in the territories adjacent to the wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117683/03A RU2447257C2 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117683/03A RU2447257C2 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010117683A RU2010117683A (en) | 2011-11-27 |
| RU2447257C2 true RU2447257C2 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=45317364
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010117683/03A RU2447257C2 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2447257C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526231A (en) * | 1983-07-25 | 1985-07-02 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Process for tertiary oil recovery using tall oil pitch |
| SU1661360A1 (en) * | 1989-06-29 | 1991-07-07 | Уфимский Нефтяной Институт | Method of eliminating casing seal failure |
| SU1696683A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool |
| US5692566A (en) * | 1996-01-22 | 1997-12-02 | Texaco Inc. | Formation treating method |
| RU2260674C1 (en) * | 2004-06-02 | 2005-09-20 | Бережной Александр Иванович | Sealing composition to prevent gas and/or liquid migration inside channels of cemented support cavities in gas, gas condensate and gas-oil wells and method for using the same |
| RU2287663C2 (en) * | 2005-02-08 | 2006-11-20 | Александр Иванович Бережной | Method for express-repairs to restore pressurization of gas-water-oil showing wells |
-
2010
- 2010-05-04 RU RU2010117683/03A patent/RU2447257C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4526231A (en) * | 1983-07-25 | 1985-07-02 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Process for tertiary oil recovery using tall oil pitch |
| SU1661360A1 (en) * | 1989-06-29 | 1991-07-07 | Уфимский Нефтяной Институт | Method of eliminating casing seal failure |
| SU1696683A1 (en) * | 1989-07-31 | 1991-12-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool |
| US5692566A (en) * | 1996-01-22 | 1997-12-02 | Texaco Inc. | Formation treating method |
| RU2260674C1 (en) * | 2004-06-02 | 2005-09-20 | Бережной Александр Иванович | Sealing composition to prevent gas and/or liquid migration inside channels of cemented support cavities in gas, gas condensate and gas-oil wells and method for using the same |
| RU2287663C2 (en) * | 2005-02-08 | 2006-11-20 | Александр Иванович Бережной | Method for express-repairs to restore pressurization of gas-water-oil showing wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010117683A (en) | 2011-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2006318802B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| RU2453694C1 (en) | Formation hydraulic fracturing method | |
| US20160069153A1 (en) | Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| CN101135237B (en) | Method for preparing down-hole gel valve and construction method thereof | |
| RU2586360C1 (en) | Method for elimination of leakage of strings of oil and gas wells | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| RU2447257C2 (en) | Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells | |
| Janiga et al. | Technical conditions of well application for EOR-CCS project in Polish conditions | |
| RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| RU2512150C2 (en) | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors | |
| RU2287663C2 (en) | Method for express-repairs to restore pressurization of gas-water-oil showing wells | |
| RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
| RU2808074C1 (en) | Method for preventing occurrence of inter-casing and inter-layer flows in well | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2166613C2 (en) | Method of reinforcement of lining of gas wells | |
| AU2011205200B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| RU2641555C1 (en) | Method for sealing degassing wells | |
| AU2011205214B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |