RU2586360C1 - Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин - Google Patents
Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2586360C1 RU2586360C1 RU2014149426/03A RU2014149426A RU2586360C1 RU 2586360 C1 RU2586360 C1 RU 2586360C1 RU 2014149426/03 A RU2014149426/03 A RU 2014149426/03A RU 2014149426 A RU2014149426 A RU 2014149426A RU 2586360 C1 RU2586360 C1 RU 2586360C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- gas
- sealing
- gaseous agent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title abstract 4
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title abstract 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 29
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 28
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims abstract description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 11
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 abstract description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 4
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 2
- 206010037660 Pyrexia Diseases 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229920006268 silicone film Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.
Известен способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, заключающийся в уплотнении колонн газовых скважин, который включает обработку поверхности обсадной колонны путем последовательной закачки в затрубное пространство закупоривающего агента на основе таллового пека с концентрацией 20-30% масс., диспергированного в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот C21-C25 с концентрацией 5-7% масс., и водного раствора электролита с последующей продувкой скважины газом (см. Авторское свидетельство СССР №1737103, кл. E21B 33/138, 1992).
Недостатками известного способа являются невозможность обеспечить герметичность колонн нефтегазовых скважин, низкая надежность эксплуатации газовых скважин, малая продолжительность действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне.
Проведенные патентные исследования показывают, что в патентно-информационных фондах ведущих стран мира отсутствуют технические решения, являющиеся наиболее близкими к предлагаемому способу ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин по достигаемому техническому результату.
Технический результат, на получение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышении надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличении продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне.
Данный технический результат достигается за счет того, что способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин включает в себя глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа, закачку в затрубное пространство герметизирующего состава, представляющего собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств, выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины и выдержка ее в технологическом отстое в течение, по меньшей мере, двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется данными в Таблицах 1, 2, 3 и 4. В Таблице 1 приведены данные о физико-химических свойствах герметизирующих составов. В Таблице 2 показаны результаты работ по ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн герметизирующим составом на основе модифицированной эпоксидной смолы. В Таблице 3 показаны результаты экспериментов по герметизации резьбовых соединений составом на основе модифицированной силиконовой смолы. В Таблице 4 приведены результаты экспериментов по герметизации резьбовых соединений различными герметизирующими составами.
Сущность данного изобретения поясняется также на фиг. 1-7, где обозначены колонна обсадных труб 1, интервал 2 перфорации, негерметичное муфтовое соединение 3, песок 4, цементный мост 5, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, забой 7, герметичное муфтовое соединение 8.
При этом на фиг. 1 представлена скважина после отсыпки интервала 2 перфорации песком. На фиг. 2 показана скважина после установки цементного моста 5, на фиг. 3 проиллюстрирована скважина после ее продувки выхлопными газами двигателя внутреннего сгорания (ДВС), которые подавались компрессором по затрубному пространству до полной просушки обсадных 1 и НКТ 6. На фиг. 4 показана скважина после создания в ней давления, превышающего пластовое не менее чем на 1,0 МПа, путем нагнетания компрессором в колонну НКТ 6 выхлопных газов ДВС. На фиг. 5 представлена скважина после закачивание в ее затрубное пространство герметизирующего состава. На фиг. 6 иллюстрируется скважина после стравливания выхлопных газов ДВС из затрубного пространства через штуцер до выхода герметизирующего состава. На фиг. 7 показана скважина после продувки скважины на факельную линию выхлопными газами ДВС с помощью компрессора до полного удаления излишков герметизирующего состава из ее затрубного пространства и разбуривания цементного моста 5, удаления песка и освоения скважины.
Реализация предлагаемого технического решения заключается в том, что для ликвидации межколонных и заколонных перетоков и утечек газа в газовой скважине необходимо провести глушение скважины, установить цементный мост, продуть скважину газообразным агентом (азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ) до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа, после чего закачать в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, и выдержать скважину в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины и выдержать ее в технологическом отстое в течение двух суток.
Преимущества герметизирующих составов на основе модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы в смеси с отвердителем заключаются в возможности регулирования времени отверждения готовой композиции в зависимости от конкретных условий использования герметизирующего состава и в отсутствии в приготовляемом составе легколетучих органических соединений и растворителей. Это упрощает проведение изоляционных работ в плане требований техники безопасности.
Для эффективного проведения работ на скважине по ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя, с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом можно повторить до 3 раз.
Используемые герметизирующие составы предназначены для ликвидации утечек газа по негерметичным резьбовым соединениям и микротрещинам цементного камня, а также в качестве пломбирующего материала при ликвидации газовых и нефтяных скважин. Состав состоит из двух жидких компонентов: модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы (первый компонент) и отвердителя (второй компонент), после смешивания которых через определенное время образуется газонепроницаемый резиноподобный материал. Составы в отвержденном состоянии характеризуются тем, что не содержат легколетучих органических соединений, в том числе растворителей, и обладают эластичностью, хорошей адгезией к влажному металлу и цементу и высокой химической стойкостью (см. Таблицу 1, в которой приводятся свойства указанных герметизирующих составов, которые можно сравнить другом с другом).
Как видно из Таблицы 1 более прочной в отвержденном виде является модифицированная эпоксидная смола с более высоким значение прочности при растяжении, при этом модифицированная силиконовая смола имеет более высокое значение относительного удлинения при разрыве, что говорит о высокой эластичности силиконового состава. Модифицированная силиконовая смола имеет ниже значения прочности на растяжение по сравнению с эпоксидными смолами. По данным Таблицы 1 незначительный рост температуры после смешения смол с отвердителями свидетельствует о низкоэкзотермическом характере реакций отверждения указанных компонентов.
Следует отметить, что для приготовления герметизирующего состава непосредственно перед его применением необходимо смешать модифицированную смолу с отвердителем в соответствующем соотношении (модифицированная силиконовая смола с отвердителем в соотношении 75% масс.:25% масс.; модифицированная эпоксидная смола с отвердителем в соотношении 70% масс.:30% масс.). Получаемый при этом герметизирующий состав может быть использован в течение 8 часов.
Работы с использованием предлагаемого способа проводились для ликвидации межколонных давлений по резьбовым соединениям в скважинах, находящихся в подземном хранилище газа (ПХГ). Всего с использованием данного способа выполнено более 15 обработок герметизирующим составом скважин ПХГ.
Рассмотрим примеры практической реализации предлагаемого способа.
Пример 1. Проведение обработки предлагаемым способом продуктивного пласта-коллектора на Северо-Ставропольском ПХГ герметизирующим составом («Тесил 115», ТУ 2225-004-98942484-2008, производство компании ООО «НПФ Техносилоксаны», г. Москва), содержащим модифицированную эпоксидную смолу и отвердитель (в данном случае используется отвердитель аминного типа), для ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн.
В данном примере проведение работ по способу производилось в следующей последовательности операций:
1. Глушение скважины (то есть прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины) с последующим извлечением забойного оборудования и отсыпкой интервала 2 перфорации песком (фиг. 1).
2. Установка цементного моста 5 (фиг. 2), сопровождающаяся отсыпкой интервала 2 перфорации песком (фиг. 1).
3. Продувка скважины выхлопными газами ДВС, которые подавались компрессором по затрубному пространству до полной просушки обсадных 1 и насосно-компрессорных труб 6, одновременно с этим осуществляется спуск колонны НКТ 6 в направлении цементного моста 5 (фиг. 3).
4. Создание в скважине давления, превышающего пластовое не менее чем на 1,0 МПа, путем нагнетания компрессором в колонну НКТ 6 выхлопных газов ДВС (фиг. 4).
5. Закачивание в затрубное пространство герметизирующего состава на основе модифицированной эпоксидной смолы (фиг. 5).
6. Выдержка скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя 7 скважины.
7. Стравливание выхлопных газов ДВС из затрубного пространства через штуцер до выхода герметизирующего состава, при этом давление в скважине поддерживается за счет нагнетания компрессором выхлопных газов ДВС в колонну НКТ 6 (фиг. 6).
8. Продувка скважины на факельную линию выхлопными газами ДВС с помощью компрессора до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины (фиг. 7).
9. Выдержка в технологическом отстое до затвердевания проб герметизирующего состава (время выдержки уточняется по лабораторным данным), при этом в скважине создается давление, превышающее пластовое не менее чем на 1,0 МПа,
10. Разбуривание цементного моста 5, удаление песка и освоение скважины проводятся в дальнейшем по известным технологиям (фиг. 7).
Результаты работ по ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн реагентным составом на основе модифицированной эпоксидной смолы приведены в Таблице 2.
Как видно из Таблицы 2, межколонное давление упало до нуля, что говорит об эффективности применения состава на основе модифицированной эпоксидной смолы. Модифицированная эпоксидная смола, проникая в резьбовое соединение колонны под давлением, в течение времени при отверждении образует непроницаемую для газа пленку, адгезионно связанную с поверхностью металла. За счет модификации эпоксидная смола имеет низкую вязкость, легко закачивается в затрубное пространство, и отверждение эпоксидной смолы происходит при нормальных условиях (при этом практически отсутствует саморазогрев состава за счет низко-экзотермической реакции отверждения), что облегчает проведение работ на скважине, по сравнению с другими эпоксидными смолами. По сравнению с широко применяемым на практике омыленным талловым пеком, при использовании предлагаемого способа не требуется предварительный нагрев смеси перед применением. Это снижает затраты при приготовлении указанного выше состава.
Пример 2. Проведение обработки предлагаемым способом продуктивного пласта-коллектора на Северо-Ставропольском ПХГ герметизирующим составом («Тесил 115 силикон», производство компании ООО «НПФ Техносилоксаны», г. Москва), содержащим модифицированную силиконовую смолу и отвердитель (в данном случае используется отвердитель кислотного типа) для ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн.
В данном примере проведение работ по способу производилось в следующей последовательности операций:
1. Глушение скважины (то есть прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины) с последующим извлечением забойного оборудования и отсыпкой интервала 2 перфорации песком (фиг. 1).
2. Установка цементного моста 5 (фиг. 2), сопровождающаяся отсыпкой интервала 2 перфорации песком (фиг. 1).
3. Продувка скважины выхлопными газами ДВС, которые подавались компрессором по затрубному пространству до полной просушки обсадных 1 и насосно-компрессорных труб 6, одновременно с этим осуществляется спуск колонны НКТ 6 в направлении цементного моста 5 (фиг. 3).
4. Создание в скважине давления, превышающего пластовое не менее чем на 1,0 МПа, путем нагнетания компрессором в колонну НКТ 6 выхлопных газов ДВС (фиг. 4).
5. Закачивание в затрубное пространство герметизирующего состава на основе модифицированной силиконовой смолы (фиг. 5).
6. Выдержка скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя 7 скважины.
7. Стравливание выхлопных газов ДВС из затрубного пространства через штуцер до выхода герметизирующего состава, при этом давление в скважине поддерживается за счет нагнетания компрессором выхлопных газов ДВС в колонну НКТ 6 (фиг. 6).
8. Продувка скважины на факельную линию выхлопными газами ДВС с помощью компрессора до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины (фиг. 7).
9. Выдержка в технологическом отстое до затвердевания проб герметизирующего состава (время выдержки уточняется по лабораторным данным), при этом в скважине создается давление, превышающее пластовое не менее чем на 1,0 МПа,
10. Разбуривание цементного моста 5 и освоение скважины проводятся в дальнейшем по известным технологиям (фиг. 7).
Результаты работ по ликвидации негерметичности резьбовых соединений колонн реагентным составом на основе модифицированной силиконовой смолы приведены в Таблице 3.
Как видно из Таблицы 3, межколонное давление упало до 0,02 МПа, что говорит об эффективности применения состава на основе модифицированной силиконовой смолы. За счет модификации образующаяся силиконовая пленка обладает высокой эластичностью и не создает трещин в течение длительного периода эксплуатации. Модифицированная силиконовая смола отверждается при нормальных условиях (при этом практически отсутствует саморазогрев состава за счет низко-экзотермической реакции отверждения), что облегчает проведение работ на скважине. По сравнению с широко применяемым на практике омыленным талловым пеком, при использовании предлагаемого способа не требуется предварительный нагрев смеси перед применением. Это снижает затраты при приготовлении указанного выше герметизирующего состава.
Эффективность использования предлагаемого в способе реагентного состава была подтверждена лабораторным исследованием по определению утечки газа через резьбовое соединение двух патрубков, которое позволяет оценить эффективность герметизации резьбовых соединений. Оно заключается в определении проницаемости герметизирующего состава по газу (проводится по ГОСТ 9.507-88 «ЕСЗКС. Материалы герметизирующие. Методы испытаний» и ГОСТ 30535-97 «Клеи полимерные. Номенклатура показателей») и основано на том, что два патрубка соединяют резьбовой муфтой с треугольной резьбой (см. ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия»). Величина момента, с которым происходит закручивание резьбы, является по величине несколько меньшей рекомендуемого для обеспечения негерметичности резьбового соединения. На концы патрубков устанавливают заглушки, имеющие концевые отводы для подключения манометра и подачи сжатого газа - азота. Опрессовывают полученный образец и определяют давление в момент начала утечек в резьбовом соединении. Наносят исследуемый герметизирующий состав на внутреннюю поверхность патрубков и резьбовое соединение. После этого создают во внутренней полости образца давление на 1,0 МПа (10 кгс/см2) больше давления в момент начала утечки и выдерживают в течение, по меньшей мере, 48 часов. Затем повышают давление во внутренней полости образца до такой величины, при которой вновь возникают утечки по резьбовому соединению. Данное значение этой величины регистрируют и фиксируют. Это исследование повторяют на разных образцах три раза. Полученные результаты анализируют.
В Таблице 4 приведены результаты исследований по определению эффективности герметизации резьбовых соединений с учетом используемых в данном способе герметизирующих составов.
Исследования по утечкам газам проводили при повышении давления до момента прорыва газа через резьбовое соединение. Результаты исследований показывают, что модифицированные смолы после отверждения и выдержки в течение времени выдерживают высокое давление без утечки газа, то есть образующаяся пленка герметизирующего состава прочно связана с поверхностью металла и непроницаема, при этом разница между моментом свинчивания труб до и после использования герметизирующих составов практически одинакова, что позволит эффективно проводить капитальный ремонт скважин.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет ликвидировать негерметичность колонн нефтегазовых скважин, повысить надежность эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, а также увеличить продолжительность действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне.
Данное изобретение также позволяет провести герметизацию неплотных соединений колонн и повысить надежность эксплуатации газовых скважин, используя при этом незначительный объем герметизирующего состава. Кроме того, использование предлагаемого изобретения позволяет сократить затраты на многократные обработки газовых скважин с целью ликвидации утечек газа по резьбам и микротрещинам цементного камня.
Использование данного изобретения позволяет решить проблемы борьбы с межколонными давлениями и утечками газа (перетоки по цементному камню, негерметичность резьбовых соединений), что способствует обеспечению безопасного функционирования скважин и уменьшения затрат на текущий и капитальный ремонт.
Claims (1)
- Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, включающий глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа, закачку в затрубное пространство герметизирующего состава, представляющего собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств, выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины, и выдержку ее в технологическом отстое в течение, по меньшей мере, двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014149426/03A RU2586360C1 (ru) | 2014-12-09 | 2014-12-09 | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014149426/03A RU2586360C1 (ru) | 2014-12-09 | 2014-12-09 | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2586360C1 true RU2586360C1 (ru) | 2016-06-10 |
Family
ID=56115374
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014149426/03A RU2586360C1 (ru) | 2014-12-09 | 2014-12-09 | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2586360C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107722956A (zh) * | 2017-11-01 | 2018-02-23 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种用于钻井裂缝性漏失的堵漏水泥组合物、水泥浆及其制备方法 |
| RU2697099C1 (ru) * | 2018-11-12 | 2019-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом |
| CN111233387A (zh) * | 2020-03-23 | 2020-06-05 | 范永通 | 一种改性油井水泥基复合材料及其制备方法 |
| CN115749672A (zh) * | 2021-12-13 | 2023-03-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种套管外多级组合封堵工艺 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU118044A1 (ru) * | 1958-05-24 | 1958-11-30 | В.И. Итинский | Способ получени модифицированных кремнийорганических смол |
| SU1180486A1 (ru) * | 1983-10-26 | 1985-09-23 | Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт | Состав дл искусственного забо скважины |
| WO1995032354A1 (en) * | 1993-01-19 | 1995-11-30 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| RU2128677C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1999-04-10 | Бакиев Тагир Ахметович | Модифицированная эпоксидная смола для изоляции и крепления скважин |
| RU2423599C2 (ru) * | 2009-09-30 | 2011-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2490300C2 (ru) * | 2009-05-21 | 2013-08-20 | Бейджин Ричсанд Сайенс Энд Текнолоджи Груп Ко., Лтд | Частицы с пленочным покрытием для разработки нефти и способ разработки нефтяного месторождения при помощи частиц с пленочным покрытием |
| RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
-
2014
- 2014-12-09 RU RU2014149426/03A patent/RU2586360C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU118044A1 (ru) * | 1958-05-24 | 1958-11-30 | В.И. Итинский | Способ получени модифицированных кремнийорганических смол |
| SU1180486A1 (ru) * | 1983-10-26 | 1985-09-23 | Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт | Состав дл искусственного забо скважины |
| WO1995032354A1 (en) * | 1993-01-19 | 1995-11-30 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| RU2128677C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1999-04-10 | Бакиев Тагир Ахметович | Модифицированная эпоксидная смола для изоляции и крепления скважин |
| RU2490300C2 (ru) * | 2009-05-21 | 2013-08-20 | Бейджин Ричсанд Сайенс Энд Текнолоджи Груп Ко., Лтд | Частицы с пленочным покрытием для разработки нефти и способ разработки нефтяного месторождения при помощи частиц с пленочным покрытием |
| RU2423599C2 (ru) * | 2009-09-30 | 2011-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107722956A (zh) * | 2017-11-01 | 2018-02-23 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种用于钻井裂缝性漏失的堵漏水泥组合物、水泥浆及其制备方法 |
| RU2697099C1 (ru) * | 2018-11-12 | 2019-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом |
| CN111233387A (zh) * | 2020-03-23 | 2020-06-05 | 范永通 | 一种改性油井水泥基复合材料及其制备方法 |
| CN115749672A (zh) * | 2021-12-13 | 2023-03-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种套管外多级组合封堵工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2586360C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин | |
| US9796877B2 (en) | Coating composition and method | |
| DE69914461T2 (de) | Zusammensetzungen zur verwendung beim bohren, reparieren und/oder verlassen von bohrlöchern | |
| CN106639971B (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
| BR112015029404B1 (pt) | Método para manter isolamento zonal em um poço subterrâneo tendo um furo no qual sulfeto de hidrogênio está presente | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| RU2518620C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков | |
| CN106928947B (zh) | 一种套管间环空的封堵材料、封堵装置和封堵方法 | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| RU2382171C1 (ru) | Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2364702C1 (ru) | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин | |
| CN101324178B (zh) | 套管增高井口安全补偿装置 | |
| RU2323325C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
| RU2423599C2 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| Brandl et al. | Development and Application of a Self-Sealing, Corrosion Tolerant, and Resilient Cementing System for Long-Term Zonal Isolation | |
| CN113930200A (zh) | 一种治理环空带压的密封剂及其制备方法和应用 | |
| RU2387691C1 (ru) | Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине | |
| RU2785984C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2317399C1 (ru) | Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине | |
| CN114198051B (zh) | 一种高含硫废弃井封井方法 | |
| Blanc et al. | Epoxy resin ends 45 days of nonproductive time in deepwater wells: Case history | |
| RU2213203C2 (ru) | Способ уплотнения крепи газовых скважин | |
| RU2366801C2 (ru) | Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191024 |