RU2610963C1 - Method of repair and insulation works in well - Google Patents
Method of repair and insulation works in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610963C1 RU2610963C1 RU2015152681A RU2015152681A RU2610963C1 RU 2610963 C1 RU2610963 C1 RU 2610963C1 RU 2015152681 A RU2015152681 A RU 2015152681A RU 2015152681 A RU2015152681 A RU 2015152681A RU 2610963 C1 RU2610963 C1 RU 2610963C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- microcement
- packer
- tubing
- diesel fuel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 16
- 235000021281 monounsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 36
- -1 hydroxyethylated alkyl phenols Chemical class 0.000 claims description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000007903 penetration ability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods of repair and insulation works (RIR). It can be used to eliminate annular overflows in the well, shut off formations and seal production casing.
Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2139985, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.10.1999 г., бюл. №29), включающий закачку тампонажного раствора для изоляции водопритоков в скважине, содержащего минеральное вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас. %:A known method of repair and insulation work in the well (patent RU No. 2139985, IPC ЕВВ 33/138, publ. 10/20/1999, bull. No. 29), including the injection of cement slurry to isolate water inflows in the well, containing mineral binders and modified surfactants hydrocarbon liquid as a binder contains gypsum-alumina or tensile cement in the following ratio of components, wt. %:
Недостатком указанного способа является то, что при контакте тампонажного раствора с водой происходят быстрый набор вязкости и быстрое схватывание, в результате чего возникает риск аварийной ситуации при проведении работ в скважинах с использованием технологических жидкостей на водной основе.The disadvantage of this method is that when the cement slurry comes into contact with water, a quick set of viscosity and a quick setting occurs, resulting in the risk of an emergency when working in wells using water-based process fluids.
Известен способ РИР в скважине, включающий закачивание тампонажного раствора, содержащего цемент, нефть и наполнитель (патент RU №2280758, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.2006 г., бюл. №21). Состав дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении компонентов, вес. ч.:The known method of RIR in the well, including the injection of cement slurry containing cement, oil and filler (patent RU No. 2280758, IPC EV 33/138, publ. 07.27.2006, bull. No. 21). The composition additionally contains anionic flocculant Praestol and water-absorbing polymer AK-639 in the following ratio of components, weight. hours:
Недостатком известного способа является низкая проникающая способность тампонажного раствора, обусловленная тем, что используемый цемент по ГОСТ 1581-91 содержит частицы размером 30-60 мкм, что физически не позволяет им проникнуть в микротрещины.The disadvantage of this method is the low penetration ability of the cement slurry, due to the fact that the cement used according to GOST 1581-91 contains particles 30-60 microns in size, which physically does not allow them to penetrate into microcracks.
Наиболее близким к данному предложению является способ ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий использование тампонажного раствора селективного действия, включающего этиловый спирт ортокремниевой кислоты - этилсиликат-40, дизельное топливо (ДТ), высоководопотребное тонкодисперсное вяжущее Микродур и сернокислый алюминий (сернокислый глинозем), при следующем соотношении компонентов, мас. %:Closest to this proposal is a method of repair and insulation work in oil and gas wells, including the use of cement slurry of selective action, including ethyl alcohol of orthosilicic acid - ethyl silicate-40, diesel fuel (DT), highly demanding finely dispersed binders Microdur and aluminum sulfate (sulfate aluminum ), in the following ratio of components, wt. %:
(патент RU №2524595, МПК C09K 8/487, опубл. 27.07.2014 г., бюл. №21).(Patent RU No. 2524595, IPC C09K 8/487, publ. 07.27.2014, bull. No. 21).
Недостатком известного способа является малое содержание основного вяжущего Микродура, увеличение его содержания более 32,32 мас. % приводит к загустеванию тампонажного раствора.The disadvantage of this method is the low content of the main binder Mikrodur, an increase in its content of more than 32.32 wt. % leads to a thickening of the cement slurry.
Технической задачей предложения является повышение безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.The technical task of the proposal is to increase the safety and efficiency of RIR in the well by increasing the plugging ability of the cement slurry used in the method.
Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе.The technical problem is solved by the method of repair and insulation work in the well, including pumping through tubing - tubing and selling commercial oil into the insulated interval of cement slurry based on microcement in diesel fuel.
Новым является то, что в скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине, причем тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:What is new is that the drillable packer is lowered into the well on the tubing string, the packer is planted, previously a highly viscous hydrophobic emulsion — VGE with a density higher than the density of the fluid in the well — is pumped into the space between the tubing and the walls of the well, and the grouting cement additionally contains a surface active substance - surfactant based on monounsaturated fatty acids and surfactant based on isomers of ethoxylated alkyl phenols, cement microblock Portland cement containing 95% is used particles less than 15 microns in size, in the following ratio of components, wt. hours:
Ниже представлены реагенты, применяемые в заявляемом способе:Below are the reagents used in the claimed method:
- микроцемент (минеральное вяжущее) - порошок от светло-серого до серого цвета, представляет собой портландцемент тампонажный, дополнительно тонко молотый до содержания 95% частиц размером менее 15 мкм;- microcement (mineral binder) - powder from light gray to gray, is a Portland cement grouting, additionally finely ground to 95% particles smaller than 15 microns;
- дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005;- diesel fuel in accordance with GOST 305-82 or GOST R 52368-2005;
- ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот - жидкость от прозрачного до коричневого цвета, представляет собой смесь на основе мононенасыщенных жирных кислот:- Surfactants based on monounsaturated fatty acids - a liquid from transparent to brown in color, is a mixture based on monounsaturated fatty acids:
- температура застывания - в пределах 8-34°С;- pour point - within 8-34 ° C;
- кислотное число - в пределах 185-200, мг КОН/г;- acid number - in the range of 185-200, mg KOH / g;
- массовая доля влаги - в пределах 0,5-2,0, %;- mass fraction of moisture - in the range of 0.5-2.0,%;
- ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета, представляет собой смесь на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов в водном или водно-спиртовом растворе:- Surfactant based on isomers of hydroxyethylated alkyl phenols - a liquid from colorless to dark brown, is a mixture based on isomers of hydroxyethylated alkyl phenols in an aqueous or aqueous-alcoholic solution:
- плотность - в пределах 0,85-1,10 г/см3;- density - in the range of 0.85-1.10 g / cm 3 ;
- показатель концентрации водородных ионов - в пределах 7-11;- an indicator of the concentration of hydrogen ions is in the range of 7-11;
- эмульгатор для приготовления ВГЭ - однородная подвижная жидкость темно-коричневого цвета, представляет собой раствор неионогенного ПАВ в углеводородных растворителях:- emulsifier for the preparation of VGE - a homogeneous mobile liquid of dark brown color, is a solution of nonionic surfactant in hydrocarbon solvents:
- температура застывания - не выше минус 25°С;- pour point - not higher than minus 25 ° C;
- плотность при 20°С - не менее 800 кг/м3;- density at 20 ° C - not less than 800 kg / m 3 ;
- кинематическая вязкость при 20°С - не менее 4 сСт.- kinematic viscosity at 20 ° C - not less than 4 cSt.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
При РИР в большинстве обводненных скважин в качестве технологической жидкости используют воду той или иной плотности (пресную или минерализованную плотностью от 1000 до 1190 кг/м3, в некоторых случаях плотность может быть выше). При реализации способа в скважину на колонне НКТ спускают разбуриваемый пакер и осуществляют его посадку над интервалом перфорации. Приподнимают посадочное устройство пакера для обеспечения возможности циркуляции над пакером. В мернике цементировочного агрегата готовят 2-3 м3 ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. В таблице в качестве примера возможности использования способа при разной плотности скважинной жидкости приведен состав ВГЭ разной плотности, превышающей плотность жидкости в скважине.When RIR in most flooded wells, water of one density or another is used as a process fluid (fresh or mineralized density from 1000 to 1190 kg / m 3 , in some cases the density may be higher). When implementing the method, a drillable packer is lowered into the well on the tubing string and it is planted over the perforation interval. Raise the packer landing device to allow circulation over the packer. In the measuring unit of the cementing unit, 2-3 m 3 of VGE are prepared with a density higher than the density of the liquid in the well. In the table, as an example of the possibility of using the method at different densities of the well fluid, the composition of the VGE of different densities is higher than the density of the fluid in the well.
Готовят тампонажный раствор в установке УНБ-125×50СО или аналогичной, для чего в бункер для сухих минеральных вяжущих установки УНБ-125×50СО загружают микроцемент, а в смесительную емкость УНБ-125×50СО набирают ДТ и создают его перемешивание. В ДТ при постоянной циркуляции добавляют ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, перемешивают 10-15 мин. Далее в смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с перемешиваемым ДТ и ПАВ постепенно из бункера установки УНБ-125×50СО шнеком-податчиком подают микроцемент. После подачи всего микроцемента в емкость перемешивают раствор 10-15 мин.A cement slurry is prepared in a UNB-125 × 50CO unit or similar, for which microcement is loaded into a hopper for dry mineral binders of the UNB-125 × 50CO unit, and DT is collected in a mixing tank of UNB-125 × 50CO and created to mix it. Surfactants based on monounsaturated fatty acids and surfactants based on isomers of hydroxyethylated alkyl phenols are added to diesel fuel with constant circulation. They are mixed for 10-15 minutes. Then, in the mixing tank of the UNB-125 × 50CO installation with mixed diesel fuel and surfactant, microcement is gradually fed from the hopper of the UNB-125 × 50CO installation with a screw feeder. After all microcement is fed into the container, the solution is mixed for 10-15 minutes.
Закачивают в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке ВГЭ, буфер из пресной воды и нефть в объеме, обеспечивающем вытеснение всей ВГЭ из НКТ в пространство между НКТ и стволом скважины над пакером. Так как плотность ВГЭ выше плотности воды в скважине, она не всплывает, а располагается над пакером.In the tubing, VGE is pumped sequentially with an open annular valve, fresh water buffer and oil in a volume ensuring the displacement of all VGE from the tubing into the space between the tubing and the wellbore above the packer. Since the density of VGE is higher than the density of water in the well, it does not float, but is located above the packer.
ВГЭ в межтрубном пространстве выполняет роль буфера между водой и цементным раствором. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность работ. Использование в качестве буфера ВГЭ обусловлено тем, что внешней фазой для этого типа эмульсии является углеводородная жидкость, поэтому при контакте с тампонажным раствором гидратация цемента не происходит. Кроме того, готовят ВГЭ с различной плотностью, превышающей плотность обычно используемых технологических жидкостей на водной основе. Использование ВГЭ плотностью выше плотности жидкости в скважине позволяет размешать ВГЭ в нужном интервале ствола скважины. Наличие ВГЭ особенно важно, когда не весь запланированный объем тампонажного раствора удалось закачать в пласт, например, из-за роста давления при закачивании выше допустимого, и остатки тампонажного раствора приходится вымывать из скважины.VGE in the annulus serves as a buffer between water and cement mortar. A solution based on microcement instantly thickens upon contact with water, but due to the presence of a buffer from VGE, the solution does not thicken, thereby increasing the safety of work. The use of VGE as a buffer is due to the fact that the external phase for this type of emulsion is a hydrocarbon liquid, therefore, upon contact with the grouting cement does not hydrate. In addition, VGE is prepared with different densities in excess of the density of commonly used water-based process fluids. The use of VGE with a density higher than the density of the fluid in the well allows you to stir the VGE in the desired interval of the wellbore. The presence of VGE is especially important when not all of the planned volume of grouting fluid was pumped into the reservoir, for example, due to an increase in pressure during injection above the permissible level, and the remains of grouting mortar must be washed out of the well.
Состыковывают посадочное устройство с пакером. Закачивают тампонажный раствор в НКТ. Для продавливания тампонажного раствора в изолируемый интервал закачивают в колонну НКТ товарную нефть в объеме на 0,2 м3 меньше внутреннего объема колонны НКТ. Приподнимают посадочное устройство на 1-2 м выше пакера. Закачивая по межтрубному пространству воду, проводят контрольную промывку. Далее проводят полный подъем посадочного устройства пакера на колонне НКТ и оставляют скважину для отверждения тампонажного раствора в течение 48 ч.Dock landing device with a packer. The grouting solution is pumped into the tubing. To push cement slurry into the insulated interval, commercial oil is pumped into the tubing string in a volume of 0.2 m 3 less than the internal volume of the tubing string. Raise the landing device 1-2 m above the packer. Pumping water through the annulus, a control flush is carried out. Next, a complete lift of the packer landing device on the tubing string is carried out and the well is left for curing the grouting mortar for 48 hours.
Лабораторными исследованиями установлено, что для получения прокачиваемого тампонажного раствора на 1 т микроцемента (100 мас. ч.) оптимальным является содержание ДТ 0,6-0,85 т (60-85 мас. ч.). В ходе исследований было установлено, что в качестве углеводородной жидкости предпочтительнее использовать ДТ, нежели товарную нефть. Даже небольшое содержание воды в товарной нефти приводит к началу реакции гидратации микроцемента, вызывающей резкое загустевание раствора.Laboratory studies have found that to obtain a pumped grouting mortar per 1 ton of microcement (100 parts by weight), the content of diesel fuel of 0.6-0.85 tons (60-85 parts by weight) is optimal. In the course of studies, it was found that it is preferable to use diesel fuel as a hydrocarbon liquid than commercial oil. Even a small water content in a marketable oil leads to the onset of a microcement hydration reaction, causing a sharp thickening of the solution.
Опытным путем определили, что в состав тампонажного раствора должны входить ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов. ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот снижает вязкость тампонажного раствора, но при этом возникает следующая зависимость: при низком содержании ПАВ состав имеет высокую вязкость, а при высокой концентрации ПАВ - низкую степень образования цементного камня. Тампонажный раствор, содержащий только ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот, при добавлении воды не отверждается или отверждается очень долго (более 2 сут), поэтому в тампонажный состав был включен ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, который способствует замещению ДТ на воду и отверждению раствора.It was experimentally determined that grouting mortar should include surfactants based on monounsaturated fatty acids and surfactants based on isomers of ethoxylated alkyl phenols. Surfactants based on monounsaturated fatty acids reduce the viscosity of cement slurry, but the following relationship arises: with a low surfactant content, the composition has a high viscosity, and with a high surfactant concentration, a low degree of formation of cement stone. A cement slurry containing only surfactants based on monounsaturated fatty acids does not cure or cures for a very long time (more than 2 days) when water is added; therefore, a surfactant based on isomers of hydroxyethylated alkyl phenols was included in the grouting composition, which contributes to the replacement of diesel fuel with water and curing of the solution.
Для получения тампонажного раствора на основе микроцемента в ДТ в лабораторных условиях было подобрано оптимальное соотношение компонентов, обеспечивающее прокачиваемость раствора и образование цементного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот менее 0,13 мас. ч. увеличивало вязкость тампонажного раствора, а увеличение его количества свыше 0,36 мас. ч. приводило к снижению степени образования тампонажного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов менее 0,42 мас. ч. приводило к большому увеличению сроков отверждения тампонажного раствора, а увеличение его количества более 0,88 мас. ч. практически не оказывало влияние на сроки отверждения. Оптимальным является тампонажный раствор при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:To obtain grouting mortar based on microcement in diesel fuel under laboratory conditions, the optimal ratio of components was selected, which ensured pumpability of the mortar and the formation of cement stone. The decrease in the number of surfactants based on monounsaturated fatty acids less than 0.13 wt. including increased the viscosity of the cement slurry, and an increase in its amount in excess of 0.36 wt. including led to a decrease in the formation of cement stone. The decrease in the number of surfactants based on isomers of ethoxylated alkyl phenols less than 0.42 wt. including led to a large increase in the curing time of the cement slurry, and an increase in its number more than 0.88 wt. including almost no effect on the curing time. Optimum is cement slurry in the following ratio of components, wt. hours:
Условная вязкость тампонажного раствора, замеренная на вискозиметре ВБР-1, при заявленном соотношении компонентов находится в пределах 35-45 с, такой раствор является прокачиваемым по НКТ.The nominal viscosity of the cement slurry, measured on a VBR-1 viscometer, with the stated ratio of components is in the range of 35-45 s, such a solution is pumped through the tubing.
Пример практического применения.An example of practical application.
В скважине, эксплуатирующей бобриковский горизонт, через интервал перфорации 1209,2-1213,2 м при проведении геофизических исследований выявили наличие заколонного перетока из нижележащего водоносного пласта. Провели перфорацию специальных отверстий в интервале 1221-1224 м. В скважину на колонне НКТ спустили разбуриваемый пакер СТА-ЦК и посадили на глубине 1219 м. Расстыковали посадочное устройство с пакером, заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Приготовили 3 м3 ВГЭ, для этого в мерник цементировочного агрегата набрали 1,1 м3 нефти и 0,1 м3 эмульгатора и перемешали в течение 10 мин. Добавили в этот же мерник пластовую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме 1,8 м3 и перемешали в течение 40 мин до образования ВГЭ с плотностью 1050 кг/м3.In a well operating a Bobrikovsky horizon, through a perforation interval of 1209.2-1213.2 m, geophysical studies revealed the presence of a casing flow from the underlying aquifer. Special holes were perforated in the interval 1221-1224 m. The drillable packer СТА-ЦК was lowered into the well at the tubing string and planted at a depth of 1219 m. The landing gear with the packer was undocked and the entire volume of the well fluid was replaced with fresh water. Prepared 3 m 3 of VGE; for this, 1.1 m 3 of oil and 0.1 m 3 of emulsifier were collected into the meter of the cementing unit and mixed for 10 minutes. Added to the same measuring tank produced water with a density of 1180 kg / m 3 in a volume of 1.8 m 3 and mixed for 40 minutes until the formation of SHE with a density of 1050 kg / m 3 .
Набрали в смесительную емкость УНБ-125×50СО 1,4 м3 ДТ (77,8 мас. ч.). Создали в емкости установки УНБ-125×50СО перемешивание ДТ. В ДТ при постоянном перемешивании добавили 2,8 л ПАВ-1 (0,16 мас. ч.) и 9,8 л ПАВ-2 (0,54 мас. ч.), перемешали 15 мин. В смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с непрерывно перемешиваемым ДТ подали постепенно из бункера шнеком-податчиком 1,8 т микроцемента (100 мас. ч.). После подачи всего микроцемента в емкость перемешивали раствор еще 15 мин, таким образом было приготовлено 2,1 м3 тампонажного раствора.Scored in the mixing tank UNB-125 × 50CO 1.4 m 3 DT (77.8 wt. H.). Created in the tank installation UNB-125 × 50CO mixing DT. 2.8 liters of surfactant-1 (0.16 parts by weight) and 9.8 liters of surfactant-2 (0.54 parts by weight) were added to DT with constant stirring, mixed for 15 minutes. 1.8 tons of microcement (100 parts by weight) were gradually fed into the mixing tank of a UNB-125 × 50CO unit with continuously stirred diesel fuel. After all microcement was fed into the tank, the solution was mixed for another 15 minutes, thus 2.1 m 3 of cement slurry was prepared.
Закачали в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке приготовленный объем 3 м3 ВГЭ; 1,0 м3 пресной воды и 3 м3 товарной нефти, при этом ВГЭ вывели в межтрубное пространство. Состыковали посадочное устройство с пакером. Закачали в НКТ последовательно 2,1 м3 тампонажного раствора и 3,5 м3 товарной нефти. Приподняли посадочное устройство на 2 м выше пакера. Закачиванием по межтрубному пространству пресной воды в объеме 5,4 м3 произвели контрольную промывку до чистой воды. Подняли посадочное устройство пакера на НКТ из скважины полностью. Оставили скважину для отвержения тампонажного раствора в течение 48 ч. Далее разбурили пакер и цементный мост под пакером. Провели повторные геофизические исследования, по результатам которых установили, что заколонный переток ликвидирован.The prepared volume of 3 m 3 of HEV was pumped into the tubing sequentially with an open annular valve; 1.0 m 3 of fresh water and 3 m 3 of commercial oil, while VGE was brought into the annulus. Docked landing device with a packer. 2.1 m 3 of cement slurry and 3.5 m 3 of commercial oil were pumped sequentially into the tubing. Raised the landing gear 2 m above the packer. By pumping fresh water through the annular space in the volume of 5.4 m 3 , a control washing was performed to clean water. Raised the packer landing device on the tubing from the well completely. A well was left to cure the cement slurry for 48 hours. Next, a packer and a cement bridge were drilled under the packer. Repeated geophysical studies were conducted, according to the results of which it was established that the annular flow was eliminated.
Приготовленный по предлагаемому способу тампонажный раствор содержит в одинаковом объеме гораздо больше микроцемента, чем наиболее близкий аналог. Поэтому он заведомо обладает более высокой тампонирующей способностью, и, следовательно, обеспечивает более высокую эффективность работ. При этом он имеет низкую вязкость, позволяющую его прокачивать в НКТ при тампонажных работах. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность проведения работ.Prepared by the proposed method, the cement slurry contains in the same volume much more microcement than the closest analogue. Therefore, he obviously has a higher tamponing ability, and, therefore, provides higher work efficiency. Moreover, it has a low viscosity, which allows it to be pumped into the tubing during grouting operations. A solution based on microcement instantly thickens upon contact with water, but due to the presence of a buffer from VGE, the solution does not thicken, thereby increasing the safety of work.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения безопасности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.Thus, the proposed method allows to solve the problem of improving the safety and efficiency of elimination of annular crossflows in the well, shutting off formations and sealing production casing by increasing the plugging ability of the cement slurry used in the method.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152681A RU2610963C1 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Method of repair and insulation works in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152681A RU2610963C1 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Method of repair and insulation works in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610963C1 true RU2610963C1 (en) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458751
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015152681A RU2610963C1 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Method of repair and insulation works in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610963C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108071359A (en) * | 2017-12-28 | 2018-05-25 | 长江大学 | Damaged casing is resident the method and retained gel of reparation in a kind of oil/gas well |
| RU2776018C1 (en) * | 2021-06-06 | 2022-07-12 | Дмитрий Сергеевич Леонтьев | Method for eliminating flows behind the casing in a petroleum production borehole from an underlying aquifer |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU529134A1 (en) * | 1975-07-25 | 1976-09-25 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина | Cement slurry |
| US5123487A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-23 | Halliburton Services | Repairing leaks in casings |
| RU2414586C1 (en) * | 2010-02-02 | 2011-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Procedure for isolating operations in well and packer equipment |
| RU2524595C1 (en) * | 2013-01-11 | 2014-07-27 | Лонест Холдинг Корп. | Selective action grouting mortar |
| RU2557268C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-07-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Emulsion cement slurry on hydrocarbon base |
-
2015
- 2015-12-08 RU RU2015152681A patent/RU2610963C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU529134A1 (en) * | 1975-07-25 | 1976-09-25 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина | Cement slurry |
| US5123487A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-23 | Halliburton Services | Repairing leaks in casings |
| RU2414586C1 (en) * | 2010-02-02 | 2011-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Procedure for isolating operations in well and packer equipment |
| RU2524595C1 (en) * | 2013-01-11 | 2014-07-27 | Лонест Холдинг Корп. | Selective action grouting mortar |
| RU2557268C1 (en) * | 2014-04-23 | 2015-07-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Emulsion cement slurry on hydrocarbon base |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108071359A (en) * | 2017-12-28 | 2018-05-25 | 长江大学 | Damaged casing is resident the method and retained gel of reparation in a kind of oil/gas well |
| CN108071359B (en) * | 2017-12-28 | 2020-03-06 | 长江大学 | Method for resident repair of damaged casing in oil and gas well and resident gel |
| RU2776018C1 (en) * | 2021-06-06 | 2022-07-12 | Дмитрий Сергеевич Леонтьев | Method for eliminating flows behind the casing in a petroleum production borehole from an underlying aquifer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2463350B1 (en) | Fluid loss control additive and cement compositions comprising same | |
| EP1871723B1 (en) | Methods of cementing using a fluid loss control additive | |
| US2596845A (en) | Treatment of wells | |
| WO2013184469A1 (en) | Methods of using oil-based wellbore cement compositions | |
| RU2610963C1 (en) | Method of repair and insulation works in well | |
| US3126958A (en) | Cementing casing | |
| US2667457A (en) | Method for producing gels | |
| RU2386658C1 (en) | Backfill composition for remedial cementing | |
| RU2601878C1 (en) | Grouting mortar | |
| CN113136183B (en) | Base liquid composition of chemical rubber plug, chemical rubber plug composition, chemical rubber plug and application process of chemical rubber plug | |
| CN109942252B (en) | Cement gel material and preparation method and application thereof | |
| RU2357999C1 (en) | Grouting mortar "нцр химеко-вмн" | |
| RU2424271C1 (en) | Fluid for hydraulic break of formation | |
| RU2750414C1 (en) | Method for repair and insulation work in well (options) | |
| RU2618539C1 (en) | Method of repair and insulation operations in a well | |
| RU2500710C1 (en) | Water-free grouting mortar | |
| US20220033702A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2582143C1 (en) | Method for repair insulation work using suspensions of fine mineral binder | |
| RU2438004C1 (en) | Method for creating separating layer on surface of saturated solution of sodium chloride in underground tank | |
| RU2546684C1 (en) | Preparation method of composition for isolation of behind-casing flows in well | |
| RU2601708C1 (en) | Viscoelastic composition for killing oil and gas wells | |
| RU2823955C1 (en) | Method of cementing casing string in well | |
| RU2370516C1 (en) | Backfilling cement grout of selective action | |
| US11149182B2 (en) | Spacer fluids with stability at high temperatures | |
| RU2787698C1 (en) | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |