RU2506407C2 - Способ уплотнения крепи газовых скважин - Google Patents
Способ уплотнения крепи газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2506407C2 RU2506407C2 RU2012116324/03A RU2012116324A RU2506407C2 RU 2506407 C2 RU2506407 C2 RU 2506407C2 RU 2012116324/03 A RU2012116324/03 A RU 2012116324/03A RU 2012116324 A RU2012116324 A RU 2012116324A RU 2506407 C2 RU2506407 C2 RU 2506407C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cement stone
- cementing
- carbon dioxide
- reagent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. Технический результат - обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде. В способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, при этом обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ. 1 табл.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца.
В настоящее время накоплен большой опыт проведения РИР по уплотнению крепи газовых и газоконденсатных скважин с целью ликвидации негерметичности цементного кольца.
Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих реагентов.
Основным критерием выбора изоляционного материала является состояние цементного камня изолируемого интервала скважины, характеризуемое таким показателем, как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей или газов, которая определяется перед проведением РИР.
Известен способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство раствора электролита (патент РФ №2213203, 7 МПК Е21В 33/138, з. №2001130222, приоритет 08.11.2001, опубл. 27.09.2003).
Известен также способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку вязкого раствора в затрубное пространство (патент РФ №2166614, 7 МПК Е21В 33/138, з. №99119768, приоритет 14.09.1999, опубл. 10.05.2001).
В известных способах ввиду высокой вязкости закачиваемых составов и, в связи с этим, незначительной глубины их проникновения, снижается эффективность восстановления герметичности цементного камня.
Известен также способ герметизации флюидопроявляющих каналов в зацементированном межколонном пространстве скважин, включающий заполнение каналов изолирующим составом, содержащим уретановый предполимер, при этом сначала нагнетают газообразный агент до полного вытеснения жидкой фазы из флюидопроявляющих каналов, затем производят заполнение этих каналов углеводородной безводной жидкостью с низкой вязкостью и высокой проникающей способностью, далее закачивают раствор уретанового предполимера, после чего закачивают отвердитель (патент РФ №2277626, МПК Е21В 33/138, з. №2004135660, приоритет 06.12.2004, опубл. 10.06.2006).
Недостатком указанного способа является малая глубина проникновения закупоривающих составов, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков является способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента - водного раствора электролита с последующим созданием дополнительного давления, при этом в качестве реагента используют раствор неорганической соли, образующий нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, например, раствор сернокислого алюминия в концентрации 9,0-23,0 мас.%, причем дополнительное давление создают не ранее чем через 2 часа после закачивания неорганической соли (патент РФ №2166613, 7 МПК Е21В 33/138, з. №98118177, приоритет 02.10.1998, опубл. 10.05.2001, прототип).
Недостатком данного способа является сложность приготовления раствора сернокислого алюминия, обусловленная слабой растворимостью реагента при низкой температуре (требуется подогрев воды до +90°C), а также невозможность использования при отсутствии приемистости межколонных пространств (МКП) по воде.
Задачей заявляемого технического решения является обеспечение газогерметичности межколонных пространств с отсутствием приемистости по воде.
Указанная задача в заявляемом способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, решается тем, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ.
Отличием заявляемого способа от указанного выше, наиболее близкого к нему, является то, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента в затрубное пространство закачивают углекислый газ.
Для эксплуатационных скважин при полном отсутствии приемистости по воде восстановление газогерметичности крепи, а именно цементного кольца в межколонных пространствах осуществляется с помощью углекислого газа.
Авторами экспериментально установлено, что при взаимодействии углекислого газа с основным минералом цементного камня - гидроксидом кальция происходит карбонизация цементного камня по схеме:
Ca(OH)2+CO2→CaCO3↓+H2O
При этом образуется осадок карбоната кальция, который под воздействием давления закупоривает микротрещины и поры цементного камня, восстанавливая его герметичность.
Давление закачки углекислого газа определяется по формуле:
Pз=К·Pмкп<Pдоп,
где Pз - давление закачки газа, МПа;
К - коэффициент, учитывающий повышение давления для преодоления газогидродинамических сопротивлений при вытеснении флюидов, находящихся в цементном камне, при этом К=1,5-2,0;
Pмкп - давление на устье в межколонном пространстве, МПа;
Pдоп - допустимое давление, которое выдерживает устьевое оборудование или обсадные трубы, МПа.
Углекислый газ закачивают под давлением, которое должно превышать начальное давление, но не более допустимого.
Таким образом, заявляемая совокупность технологических операций по уплотнению крепи газовых скважин обеспечивает достижение нового технического результата, получаемого от использования отличительных признаков и заключающегося в обеспечении возможности проникновения углекислого газа на большую глубину в поры и микротрещины цементного камня, недоступные для любой жидкости (т.к. приемистость по воде отсутствует), где за счет протекания реакции взаимодействия с гидроксидом кальция образуется карбонат кальция, который уплотняется под действием повышенного давления и кольматирует поры и микротрещины цементного камня, восстанавливая газогерметичность межколонного пространства.
Известно применение углекислого газа в качестве дисперсной газовой фазы в способе изоляции притока свободного газа в скважину (заявка на изобретение №2001107412, 7 МПК Е21В 43/32, приоритет 21.03.2001, опубл. 20.02.2003).
В указанном способе углекислый газ используется в качестве дисперсной газовой фазы для приготовления водонефтяной эмульсии с добавками ПАВ, применяемой для изоляции притока свободного газа из пласта в скважину.
Из доступных источников научно-технической и патентной информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
Исследования изолирующих свойств проводились по общепринятой методике измерения приемистости образцов до и после закачки (Гиматудинов Ш.К. и др. Практикум по физике нефтяного пласта. М., изд. МИНХ и ГП, 78 г.).
Изоляционный эффект Киз определяется по формуле:
Киз=(1-К2/К1)·100%,
где К1 - приемистость до обработки,
К2 - приемистость после обработки.
Для оценки эффективности заявляемого технического решения были проведены лабораторные исследования. Проверка изоляционного эффекта проводилась на специально смонтированной установке на образцах цементного камня.
Пример. Сформировали образцы цементного камня, имеющие форму усеченного конуса с диаметром оснований 44 и 38 мм и высотой 76 мм с нулевой приемистостью по воде и с приемистостью по гелию от 0,1·10-3 до 45,0·10-3 м3/(ч·МПа). Затем каждый образец насыщали углекислым газом под давлением 0,1 МПа в течение двух часов, после чего подачу газа прекратили и оставили образцы на 24 часа для протекания реакции. По истечении этого срока проводили с помощью гелия проверку приемистости обработанных углекислым газом образцов. Результаты исследований отражены в таблице.
№№ п/п | Приемистость по газу, м3/(ч·МПа) | Изоляционный эффект, % | ||
Исходная | После восстановления | |||
1 | 0,1·10-3 | 0 | 100,0 | |
2 | 0,4·10-3 | 0 | 100,0 | |
3 | 0,78·10-3 | 0 | 100,0 | |
4 | 0,9·10-3 | 0 | 100,0 | |
5 | 6,7·10-3 | 0 | 100,0 | |
6 | 10,0·10-3 | 2,0·10-3 | 97,0 | |
7 | 20,0·10-3 | 2,6·10-3 | 96,7 | |
8 | 45,0·10-3 | 5,7·10-3 | 87,3 |
Проводя анализ результатов исследований, данные которых отражены в таблице, видно, что при приемистости от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) изоляционный эффект составляет 100%. При приемистости цементного камня по газу менее 0,1·10-3 м3/(ч·МПа) происходит мгновенная кольматация пор цементного камня. При значениях приемистости цементного камня по газу более 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) происходит постепенное разрушение цементного камня за счет его коррозии в среде углекислого газа, увеличения пористости и проницаемости.
Изолирующий реагент согласно прототипу закачать в эти образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось ввиду того, что их приемистость по воде отсутствует.
В промышленных условиях способ реализуется следующим образом:
- определяется избыточное давление на устье в МКП скважины;
- стравливается давление из МКП;
- определяется приемистость по воде;
- при отсутствии приемистости по воде к устью скважины подсоединяется через редуктор баллон с углекислым газом;
- производится продувка от излишков воды и герметизируется устье скважины;
- в МКП закачивается углекислый газ под давлением, которое должно в 1,5÷2,0 раза превышать начальное избыточное давление, но не более допустимого;
- по падению давления в баллоне определяется объем закачанного газа;
- при отсутствии падения давления в баллоне подачу углекислого газа в МПК прекращают;
- после чего создают дополнительное давление в 1,5÷2,0 раза превышающее начальное избыточное давление, но не более допустимого;
- скважину в таком положении оставляют на 24 часа для протекания реакции углекислого газа с гидроксидом кальция;
- по истечении указанного времени производится стравливание давления в МКП и определяется поступление флюида из МКП;
- при отсутствии поступления флюида производится опрессовка МКП углекислым газом на давление, которое не должно превышать расчетное давление.
Заявляемый способ уплотнения крепи газовых скважин обладает по сравнению с прототипом следующими преимуществами:
- обеспечивается проникновение изолирующего агента (углекислого газа) в цементный камень на большую глубину;
- достигается восстановление газогерметичности цементного камня при нулевой приемистости МКП по воде и приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа);
- производится упрощение способа за счет того, что закачивают газообразный реагент, а не раствор соли, который предварительно необходимо приготовить нужной концентрации.
Использование заявляемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволяет обеспечить газогерметичность межколонных пространств с нулевой приемистостью по воде.
Claims (1)
- Способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство реагента, образующего нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, отличающийся тем, что обработку цементного камня осуществляют при приемистости по газу от 0,1·10-3 до 6,7·10-3 м3/(ч·МПа) и нулевой приемистости по воде, а в качестве реагента используют углекислый газ.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012116324/03A RU2506407C2 (ru) | 2012-04-23 | 2012-04-23 | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012116324/03A RU2506407C2 (ru) | 2012-04-23 | 2012-04-23 | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012116324A RU2012116324A (ru) | 2013-10-27 |
RU2506407C2 true RU2506407C2 (ru) | 2014-02-10 |
Family
ID=49446394
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012116324/03A RU2506407C2 (ru) | 2012-04-23 | 2012-04-23 | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2506407C2 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU298560A1 (ru) * | А. В. Нехорошее, А. Г. Нейман, К. Э. Гор йнов, А. Н. Счастный, Н. Н. Давыдов, В. М. Пелевин , Б. А. Израилов | |||
SU376338A1 (ru) * | 1971-01-21 | 1973-04-05 | М. А. Сорочкин, А. Ф. Шуров, И. А. Сафонов , Н. Б. Урьев Горьковский Государственный университет Н. И. Лобачевского | Способ производства карбонизированных изделий |
RU2068489C1 (ru) * | 1992-10-26 | 1996-10-27 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ крепления скважин |
RU2213203C2 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
US20110030957A1 (en) * | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Brent Constantz | Carbon capture and storage |
-
2012
- 2012-04-23 RU RU2012116324/03A patent/RU2506407C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU298560A1 (ru) * | А. В. Нехорошее, А. Г. Нейман, К. Э. Гор йнов, А. Н. Счастный, Н. Н. Давыдов, В. М. Пелевин , Б. А. Израилов | |||
SU358470A1 (ru) * | Научно исследовательска проблемна лаборатори гидрогеологических , инженерно геологических проблем Грузинского Политехнического института имени В. И. Ленина | Способ укрепления лессовидного грунта | ||
SU376338A1 (ru) * | 1971-01-21 | 1973-04-05 | М. А. Сорочкин, А. Ф. Шуров, И. А. Сафонов , Н. Б. Урьев Горьковский Государственный университет Н. И. Лобачевского | Способ производства карбонизированных изделий |
RU2068489C1 (ru) * | 1992-10-26 | 1996-10-27 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ крепления скважин |
RU2213203C2 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
US20110030957A1 (en) * | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Brent Constantz | Carbon capture and storage |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012116324A (ru) | 2013-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2014253706B2 (en) | Hydraulic diversion systems to enhance matrix treatments and methods for using same | |
Liteanu et al. | Fracture healing and transport properties of wellbore cement in the presence of supercritical CO2 | |
US9856410B2 (en) | Method for drilling a well with reduced infiltration | |
CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
US2596845A (en) | Treatment of wells | |
EA019178B1 (ru) | Изоляция зон поглощения | |
NO20151482A1 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
Slastunov et al. | Selection of an effective technology for the degasification of coal beds | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
WO2014169389A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
US11111181B2 (en) | Cement with reduced permeability | |
RU2506407C2 (ru) | Способ уплотнения крепи газовых скважин | |
WO2021112684A1 (en) | Use of a cementitious mixture comprising divalent magnesium-iron silicate for making concrete structures with reduced permeability and method for making such a structure | |
Shilova et al. | Sealing quality increasing of coal seam gas drainage wells by barrier screening method | |
RU2586360C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
RU2373388C2 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах | |
Rogachev et al. | Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution | |
Wilson | Breakthrough Polymer Water-Shutoff System Shows Promise for Carbonate Ghawar Field | |
CN111315706A (zh) | 用于挤水泥固井作业的高密度微细水泥 | |
RU2213203C2 (ru) | Способ уплотнения крепи газовых скважин | |
Petrakov et al. | Experimental Evaluation of Effective Chemical Composition on Reservoir Quality of Bottomhole Zone of Low Permeability Terrigenous Reservoirs | |
RU2655495C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине | |
US11325865B2 (en) | Cement with reduced permeability |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150424 |