RU2550116C1 - Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах - Google Patents
Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550116C1 RU2550116C1 RU2014120857/03A RU2014120857A RU2550116C1 RU 2550116 C1 RU2550116 C1 RU 2550116C1 RU 2014120857/03 A RU2014120857/03 A RU 2014120857/03A RU 2014120857 A RU2014120857 A RU 2014120857A RU 2550116 C1 RU2550116 C1 RU 2550116C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aerated
- casing
- annular
- squeezing
- grouting
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Известен способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, в котором заколонное пространство скважин герметизируют расширением уплотнительных элементов одного либо нескольких пакеров нагнетанием под давлением жидкости из обсадной колонны (см. А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1981. - 367 с.).
Недостатками этого способа являются большая сложность размещения пакеров в нужном месте заколонного пространства и высокая стоимость реализации процесса герметизации заколонного и межколонного пространств.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению может быть принят способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье по патенту РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, заявл. 29.10.2002, опубл. 27.04.2004 г.
Сущность данного способа заключается в том, что крепление обсадных колонн осуществляется цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластах за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5÷4% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.
Недостатками известного способа предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устья являются низкая надежность герметизации продуктивного пласта цементным раствором нормальной плотности, образующим при твердении усадочный камень с величиной усадки 5÷7% и более, большая сложность и трудоемкость проведения работ.
Целью предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости проведения работ и гарантированное устранение заколонных перетоков и межколонных давлений в период ожидания затвердения цемента и последующего гидратационного твердения тампонажного камня, что способствует повышению качества цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.
Поставленная цель достигается тем, что в способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°С с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 85-75 |
| каолиновая глина | 10-18 |
| сульфат алюминия | 4,7-6,1 |
| борная кислота | 0,2-0,5 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт | 0,1-0,4 |
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Заявляемый способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений осуществляется следующим образом.
Приготавливается седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный облегченный тампонажный раствор с плотностью не выше 1650 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,63÷0,65 м3/т.
Компонентный состав седиментационно-устойчивого мелкодисперсно-аэрированного облегченного тампонажного раствора следующий, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 75 |
| каолиновая глина | 18 |
| сульфат алюминия ГОСТ 12966-85 | 6,1 |
| борная кислота ГОСТ 18704-78 | 0,5 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных | |
| модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов, | |
| ТУ 5745-030-58042865-2008 | 0,4 |
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных облегченных тампонажных растворов приведены в табл. 1.
Затем приготавливается седиментационно-устойчивый аэрированный тампонажный раствор с нормальной плотностью не ниже 1800 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,40-0,50 м3/т.
Компонентные составы седиментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности следующие, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 75 | 85 |
| каолиновая глина | 18 | 10 |
| сульфат алюминия ГОСТ 12966-85 | 6,1 | 4,7 |
| борная кислота ГОСТ 18704-78 | 0,5 | 0,2 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных | ||
| модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов, | ||
| ТУ 5745-030-58042865-2008 | 0,4 | 0,1 |
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности представлены в табл. 2.
Затем осуществляют их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Регулирование плотностей приготавливаемых тампонажных растворов осуществляют путем изменения водосмесевого отношения и интенсивности их перемешивания.
В качестве жидкости затворения при приготовлении аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используются вода пресная и вода слабоминерализованная с разной дозировкой электролита CaCl2
По окончании приготовления всего необходимого объема аэрированного тампонажного раствора нормальной плотности и нагнетания его в обсадную колонну приступают к продавке аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов в заколонное и межколонное пространства цементируемой обсадной колонны с использованием продавочной жидкости, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Продавку проводят до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства.
Седиментационно-устойчивые аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные растворы в процессе гидратационного твердения при давлении 0,1 МПа образуют расширяющиеся тампонажные камни с большой величиной расширения (см. табл. 1 и 2).
В условиях действия повышенной температуры и пластового (порового) давления, в период ожидания затвердения цемента, сроки схватывания тампонажных растворов значительно сокращаются, а объемное расширение образующихся тампонажных камней в ограниченном заколонном и межколонном пространствах понижается. При этом плотности и прочности тампонажных камней повышаются, а газоводопроницаемости их, при напряженном контакте со всеми породами заколонного, в том числе с проницаемыми, и обсадными трубами межколонного пространства, устраняются, а тем самым гарантированно устраняются заколонные перетоки и межколонные давления.
Аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные камни в заколонном и межколонном пространствах скважин обладают морозостойкостью, трещиностойкостью и повышенной деформативной способностью, а при вызове притока флюида из продуктивного пласта способны сохранять напряженный контакт со всеми породами и обсадной колонной, повышая тем самым качество цементирования нефтяных и газовых скважин.
.
Claims (1)
- Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающий приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, отличающийся тем, что в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 300-400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
бездобавочный портландцемент 85-75 каолиновая глина 10-18 сульфат алюминия 4,7-6,1 борная кислота 0,2-0,5 воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63-0,65 м3/т и 0,40-0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120857/03A RU2550116C1 (ru) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120857/03A RU2550116C1 (ru) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2550116C1 true RU2550116C1 (ru) | 2015-05-10 |
Family
ID=53293840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120857/03A RU2550116C1 (ru) | 2014-05-23 | 2014-05-23 | Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2550116C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813586C1 (ru) * | 2023-06-09 | 2024-02-13 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ устранения заколонных перетоков и грифонов при цементировании направлений в условиях распространения многолетнемерзлых пород |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US772561A (en) * | 1903-10-20 | 1904-10-18 | Hiram Griswold Filson | Shade-bracket holder. |
| EP1031544A2 (en) * | 1999-02-22 | 2000-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Cementing compositions |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2235858C2 (ru) * | 2002-10-29 | 2004-09-10 | Райкевич Сергей Иосифович | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье |
| RU2272890C1 (ru) * | 2004-07-30 | 2006-03-27 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ |
| RU2369722C2 (ru) * | 2007-10-30 | 2009-10-10 | Наталья Владимировна Самсоненко | Способ цементирования скважин |
| RU2413840C1 (ru) * | 2010-05-06 | 2011-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ликвидации межпластовых перетоков |
-
2014
- 2014-05-23 RU RU2014120857/03A patent/RU2550116C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US772561A (en) * | 1903-10-20 | 1904-10-18 | Hiram Griswold Filson | Shade-bracket holder. |
| EP1031544A2 (en) * | 1999-02-22 | 2000-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Cementing compositions |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2235858C2 (ru) * | 2002-10-29 | 2004-09-10 | Райкевич Сергей Иосифович | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье |
| RU2272890C1 (ru) * | 2004-07-30 | 2006-03-27 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ |
| RU2369722C2 (ru) * | 2007-10-30 | 2009-10-10 | Наталья Владимировна Самсоненко | Способ цементирования скважин |
| RU2413840C1 (ru) * | 2010-05-06 | 2011-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ликвидации межпластовых перетоков |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813586C1 (ru) * | 2023-06-09 | 2024-02-13 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ устранения заколонных перетоков и грифонов при цементировании направлений в условиях распространения многолетнемерзлых пород |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10494897B2 (en) | Crack-resistant cement composition | |
| US9670762B2 (en) | Fracturing tight subterranean formations with a cement composition | |
| AU2013338387B2 (en) | Methods for producing fluid invasion resistant cement slurries | |
| MX2013012179A (es) | Uso de metilhidroxietilcelulosa como aditivo para cemento. | |
| NO20140208A1 (no) | Fremgangsmåte for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn, og en sammensetning for å eliminere eller redusere sirkulasjonssvikt fra en brønn | |
| FR3038645A1 (fr) | Obturation et abandon de puits avec des compositions de ciment a duree de vie prolongee | |
| CN102444392A (zh) | 一种防油气水窜的水泥浆体系选择方法 | |
| RU2550116C1 (ru) | Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2675825C2 (ru) | Способ аэродинамического инъектирования гидроизоляционного состава при проведении работ по внутригрунтовой защите строительных объектов | |
| RU2720025C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
| RU2746918C2 (ru) | Способ ликвидации подземных хранилищ пластового углеводородного сырья с резервуарами, сооружаемыми в каменной соли и других горных породах, в том числе многолетнемерзлых, а также в природнообразующихся карстовых пустотах | |
| RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
| RU2258141C1 (ru) | Способ тампонажа горных пород водоносных горизонтов при строительстве вертикальных шахтных стволов | |
| CN115306366A (zh) | 一种天然气水合物高效增产开采方法 | |
| RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
| RU2352754C1 (ru) | Способ ремонта скважин подземных резервуаров | |
| EP0146171A1 (en) | Process and composition for cementing wells passing through salt formations | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2603786C1 (ru) | Раствор для предварительного нагнетания в грунты оснований при устранении деформаций зданий и сооружений | |
| RU2241819C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах | |
| RU2559997C2 (ru) | Тампонажный состав для изоляции водогазовых притоков в нефтяных нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах | |
| RU2320848C1 (ru) | Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением | |
| US11795364B2 (en) | Low carbon footprint expansive composition and methods of making and using same | |
| RU2312973C1 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин | |
| RU2255204C1 (ru) | Облегченный тампонажный раствор, тампонажный раствор для продуктивной зоны скважины и способ цементирования скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180524 |