RU2684932C1 - Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине - Google Patents
Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684932C1 RU2684932C1 RU2018110765A RU2018110765A RU2684932C1 RU 2684932 C1 RU2684932 C1 RU 2684932C1 RU 2018110765 A RU2018110765 A RU 2018110765A RU 2018110765 A RU2018110765 A RU 2018110765A RU 2684932 C1 RU2684932 C1 RU 2684932C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- working solution
- wells
- carbon dioxide
- repair
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims abstract description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims description 3
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000004927 fusion Effects 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 abstract 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 abstract 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 21
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 7
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 4
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical compound O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000011431 lime mortar Substances 0.000 description 2
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000012615 aggregate Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- -1 as well as cracks Substances 0.000 description 1
- 229910000020 calcium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011234 economic evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000007903 penetration ability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 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
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ в скважинах для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и повышения эффективности работы скважин. Технический результат - повышение герметизирующих свойств состава для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах, сокращение времени образования тампонирующего вещества при заполнении каналов перетока в скважине. По способу приготавливают рабочий раствор для закачивания его в изолируемый интервал с концентрацией (15,67-25,03)% плотностью (1031-1054) кг/м. Для этого смешивают технический оксид кальция и техническую воду. Получают известковое молоко. Количество известкового молока зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве изолируемого интервала используют заколонное пространство скважины. После закачивания осуществляют барботирование рабочего раствора углекислым газом до образования на наружной поверхности колонны карбонатной корки и проявления эффекта твердения за счет взаимного сцепления и срастания образующихся субмикрокристаллических частичек гидроксида кальция. Необходимое количество углекислого газа определяют стехиометрически по химическому уравнению. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах по ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничению водопритоков и повышению эффективности работы скважин.
Известны составы, применяемые для исправительного цементирования в нефтегазовых скважинах (например, при изоляции зон поглощения бурового раствора), содержащие глинопорошок, тампонажный цемент, ускорители схватывания и техническую воду (Булатов А.И. Буровые и тампонажные растворы для строительства нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для вузов. - Краснодар: «Просвещение-Юг», 2011. - С. 431).
Известны составы, включающие цемент, гельцемент, а также гипсоцементные (Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1991 г., С. 151.) и алебастроцементные смеси, приготавливаемые на основе дизельного топлива (Поляков Л.П., Разуваев В.Д., Голиков А.Е. Новый способ изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин. Научно-технический сборник «Бурение», №9, 1965 г., С. 8-11; Поляков Л.П., Разуваев В.Д., Новикова Э.Б. Технико-экономическая оценка эффективности способов борьбы с поглощениями. Научно - технический сборник «Бурение», №6, 1967 г., С. 34-35) и технической воды (для инициации их отверждения в заколонном пространстве скважин), а также соляро-бентонитовые (СБС) и конденсато-бентонитовые (КБС) смеси, содержащие 25-30% технической бентонитовой глины, 70-75% углеводородной фракции (дизельное топливо - солярка или газовый конденсат) и техническую воду (для инициации набухания глины в заколонном пространстве скважин) (Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: Издательство «Недра», 1998 г., С. 130-131).
Основным недостатком ремонтных составов указанных выше является низкая эффективность РИР, обусловленная их низкой прокачиваемостью при заполнении каналов перетока с малой приемистостью (кольцевых зазоров между обсадными колоннами и цементным камнем, трещин в цементном камне и т.д.) из-за наличия крупнодисперсной твердой фазы.
Поэтому перед их закачкой в скважину оказывается необходимым прокачка буферных пачек жидкости с высокой проникающей способностью на углеводородной или водной основе с добавками поверхностно-активных веществ, способствующих лучшему проникновению указанных ремонтных составов по каналам перетока.
Однако опыт применения указанных ремонтных составов при проведении РИР свидетельствует о непродолжительности достигаемого эффекта, поскольку межколонные давления появляются спустя несколько месяцев после проведения РИР из-за малых объемов закачки, что неминуемо вызывает возникновение заколонных перетоков флюидов; потери углеводородного сырья, а также загрязнение недр и источников водоснабжения, что способствует ухудшению экологической обстановки и другие негативные последствия.
Известен способ приготовления тампонажного состава для РИР (Патент №2485285) включающий смешение ацетоноформальдегидной смолы с едким натром и водой, при этом предварительно готовят водный раствор едкого натра путем перемешивания едкого натра с водой, делят водный раствор едкого натра на две равные порции, вводят в ацетоноформальдегидную смолу первую порцию водного раствора едкого натра, перемешивают полученную смесь до получения однородной массы, выдерживают 60-120 мин, затем при перемешивании вводят вторую порцию водного раствора едкого натра при следующем соотношении реагентов, мас. %, ацетоноформальдегидная смола 80-95; едкий натр 1-2; вода остальное.
Недостатком данного способа является длительность срока отверждения тампонажного состава, а также ряд трудностей при приготовлении состава на промысле, а именно необходимость нагрева ацетоноформальдегидной смолы до 50-60°С при приготовлении состава. Таким образом, ввиду многоступенчатости работы, велики затраты времени и требуется наличие большого количества техники и оборудования.
Прототипом изобретения является способ изоляции цементосиликатными растворами (Патент №2519262 RU), включающий нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания, при этом тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая до-ля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7.
Недостатками данного способа является: сложность его реализации, выраженная в трудоемкости; длительность процесса схватывания раствора при проведении РИР, а также небольшая продолжительность межремонтного периода, обусловленная низкой проникающей способностью тампонирующего состава в изолируемые каналы перетоков с малой раскрытостью в заколонном пространстве скважин.
Задачей изобретения является повышение эффективности РИР и увеличение продолжительности межремонтного периода скважин при низкой приемистости в зоне изоляционных работ.
Техническим результатом изобретения является повышение герметизирующих свойств состава для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах, сокращение времени образования тампонирующего вещества при заполнении каналов перетока в скважине.
Технический результат достигается тем, что способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление рабочего раствора, закачивание его в изолируемый интервал, при этом рабочий раствор готовят путем смешивания технического оксида кальция и воды для получения известкового молока с концентрацией 15,1% - 25,03% плотностью 1031 кг/м3 - 1054 кг\м3, количество которого зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве изолируемого интервала используют заколонное пространство скважины, после закачивания осуществляют барботирование рабочего раствора углекислым газом до образования на наружной поверхности колонны карбонатной корки и проявления эффекта твердения за счет взаимного сцепления и срастания образующихся субмикрокристаллических частичек гидрооксида кальция, при этом необходимое количество углекислого газа определяют стехиометрически по уравнению (1)
Повышение герметизирующих свойств состава для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах достигается тем, что в результате протекания химической реакции оксида кальция и технической воды, получившей в промышленности название «гашение извести», образуется сильное основание - щелочь, представляющая собой тонкодисперстный гидроксид кальция Са(ОН)2, характеризующийся как водный раствор твердых частичек размером не более 5-20 мкм (А.В. Волженский. Минеральные вяжущие вещества. 4-е изд. Стройиздат, 1986. - с. 41) и обладающая высокой проникающей способностью. Кроме того, в предлагаемом рабочем растворе исключена крупнодисперсная твердая фаза (песок, техническая бетонитовая глина, цемент и т.п.), что особенно важно при проведении РИР по восстановлению герметичности заколонного пространства в зонах с малой приемистостью в газовых скважинах.
Выбор концентрации Са(ОН)2 и плотности рабочего раствора определяется приемистостью каналов негерметичности в заколонном пространстве скважин. Рабочий раствор Са(ОН)2 с концентрацией 15,1% - 25,03% и плотностью 1031 кг/м3 - 1054 кг/м3 глубоко проникает в зазоры между обсадными колоннами и цементным камнем, а также в трещины, поры и другие дефекты, образующие переточные каналы за обсадными колоннами.
В результате закачки углекислого газа и его барботирования через пачку гидроксида кальция образуется твердое вещество - карбонат кальция CaCO3 согласно уравнения (1).
Из производственного опыта известно, что СаСО3 обладает хорошей адгезией к металлу труб и образует на их наружной поверхности плотное карбонатное покрытие - корку с антикоррозионными свойствами, что способствует улучшению герметизации заколонного пространства и увеличению продолжительности межремонтного периода скважин.
Эффект твердения обусловливается взаимным сцеплением и срастанием образующихся субмикроскопических частичек гидроксида кальция. От них зависит физико-механическая прочность и герметичность всей системы, состоящей из гидратирующегося вяжущего, воды, заполнителя и порового пространства.
Для получения твердого осадка при нормальных условиях (давление 1 атм., температура 20 С°) необходимы эквивалентные количества компонентов, то есть на 1 моль Са(ОН)2 необходимо 22,4 л CO2. Большее количество углекислого газа нецелесообразно, поскольку при дальнейшей обработке углекислым газом образуется кислая соль - гидрокарбонат кальция и выпавший осадок СаСО3 растворится.
Сокращение времени проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) по герметизации каналов перетока флюидов за обсадными колоннами в газовых скважинах и нефтяных скважинах с большим газовым фактором достигается использованием быстрогасящейся негашеной извести, время гашения которой не более 8-10 минут.
Способ РИР в скважине реализуется следующим образом.
Пример 1. Для проведения РИР необходимо подготовить скважину в соответствии с действующими нормативными документами и едиными правилами безопасности в нефтегазовой промышленности, для этого определяют приемистость скважины закачкой технологической жидкости в объеме, превышающем внутренний объем насосно-компрессорных труб при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого внутреннего давления на трубы обсадной колонны. Затем подготавливают оборудование, доставляют необходимые компоненты и приготовляют рабочий раствор.
В зависимости от определенной приемистости скважины, готовят необходимый объем рабочего раствора исходя из следующего расхода компонентов на 1 м3. Так, для приготовления 1 м3 рабочего раствора Ca(ОН)2 с концентрацией 15,1% и плотностью 1031 кг/м3 смешивают 130,7 кг технического 95% СаО и 869,3 литров технической воды. (Плотность известковых растворов и процентное содержание СаО определяют согласно СНИП 290-74 - Инструкция по приготовлению и применению строительных растворов; Л.Д. Глузман, И.И. Эдельман Лабораторный контроль коксохимического производства, Издательство «Металлургия», Москва, 1968, С. 250).
Рабочий раствор перемешивают в цементно-смесительных машинах (непосредственно на скважине перед закачкой в интервал негерметичности заколонного пространства) в течении 8-10 минут. Необходимый объем приготовленного рабочего раствора Ca(ОН), закачивают в негерметичное заколонное пространство скважины. После закачивания осуществляют его барботирование в изолируемом интервале углекислым газом, при этом необходимое количество углекислого газа определяют стехиометрически по уравнению (1):
В соответствии с уравнением (1), для получения твердого осадка CaCO3 на 1 моль Са(ОН)2 необходимо 22,4 л CO2. Соответственно для барботирования 1 м3 рабочего раствора Са(ОН)2 с концентрацией 15,1% и плотностью 1031 кг/м3, содержащего 164,1 кг Са(ОН)2 необходимо 53,34 л CO2.
Пример 2. Для проведения РИР необходимо подготовить скважину в соответствии с действующими нормативными документами и едиными правилами безопасности в нефтегазовой промышленности, для этого определяют приемистость скважины закачкой технологической жидкости в объеме, превышающем внутренний объем насосно-компрессорных труб при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого внутреннего давления на трубы обсадной колонны. Затем подготавливают оборудование, доставляют необходимые компоненты и приготовляют рабочий раствор. В зависимости от определенной приемистости скважины готовят необходимый объем рабочего раствора исходя из следующего расхода компонентов на 1 м3. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора Са(ОН)2 с концентрацией 25,03% и плотностью 1054 кг/м3 смешивают 231,68 кг технического 95% СаО и 768,68 л технической воды. (Плотность известковых растворов и процентное содержание СаО определяют согласно СНИП 290-74 - Инструкция по приготовлению и применению строительных растворов; Л.Д. Глузман, И.И. Эдельман Лабораторный контроль коксохимического производства, Издательство «Металлургия», Москва, 1968, С. 250). Рабочий раствор перемешивают в цементно-смесительных машинах (непосредственно на скважине перед закачкой в интервал негерметичности заколонного пространства) в течение 8-10 минут. Необходимый объем приготовленного рабочего раствора Са(ОН)2 закачивают в негерметичное заколонное пространство скважины. После закачивания осуществляют его барботирование в изолируемом интервале углекислым газом, при этом необходимое количество углекислого газа определяют стехиометрически по уравнению (1): В соответствии с уравнением (1), для получения твердого осадка СаСО3 на 1 моль Са(ОН)2 необходимо 22,4 л CO2. Соответственно для барботирования 1 м3 рабочего раствора Са(ОН)2 с концентрацией 25,03% и плотностью 1054 кг/м3, содержащего 290,85 кг Са(ОН)2 необходимо 60,63 л CO2.
Claims (3)
1. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление рабочего раствора, закачивание его в изолируемый интервал, отличающийся тем, что рабочий раствор готовят с концентрацией (15,67-25,03)% плотностью (1031–1054) кг/м3 путем смешивания технического оксида кальция и технической воды для получения известкового молока, количество которого зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве изолируемого интервала используют заколонное пространство скважины, после закачивания осуществляют барботирование рабочего раствора углекислым газом до образования на наружной поверхности колонны карбонатной корки и проявления эффекта твердения за счет взаимного сцепления и срастания образующихся субмикрокристаллических частичек гидроксида кальция, при этом необходимое количество углекислого газа определяют стехиометрически по уравнению
Ca(OH)2 + CO2 = CaCO3 ↓ + H2O.
2. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине по п. 1, отличающийся тем, что смешивание технического оксида кальция и воды проводят в течение 8-10 мин до полного гашения оксида кальция.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018110765A RU2684932C1 (ru) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018110765A RU2684932C1 (ru) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2684932C1 true RU2684932C1 (ru) | 2019-04-16 |
Family
ID=66168520
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018110765A RU2684932C1 (ru) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2684932C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4521136A (en) * | 1981-05-21 | 1985-06-04 | Halliburton Company | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same |
| SU1716089A1 (ru) * | 1989-08-02 | 1992-02-28 | Туркменский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Природных Газов | Способ изол ции пласта |
| RU2213203C2 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
| RU2304160C1 (ru) * | 2006-01-27 | 2007-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и К°" | Состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа |
| RU2364702C1 (ru) * | 2008-02-12 | 2009-08-20 | Александр Иванович Бережной | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин |
| RU2519262C1 (ru) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
-
2018
- 2018-03-26 RU RU2018110765A patent/RU2684932C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4521136A (en) * | 1981-05-21 | 1985-06-04 | Halliburton Company | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same |
| SU1716089A1 (ru) * | 1989-08-02 | 1992-02-28 | Туркменский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Природных Газов | Способ изол ции пласта |
| RU2213203C2 (ru) * | 2001-11-08 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ уплотнения крепи газовых скважин |
| RU2304160C1 (ru) * | 2006-01-27 | 2007-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и К°" | Состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа |
| RU2364702C1 (ru) * | 2008-02-12 | 2009-08-20 | Александр Иванович Бережной | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин |
| RU2519262C1 (ru) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2018101200A4 (en) | Production of environmentally sustainable bricks & blocks and plaster for construction from coastal desert sands and fly ash | |
| CN103045214A (zh) | 一种油气井堵漏触变水泥浆及其制备方法 | |
| US8267175B2 (en) | Method for wellbore servicing to enhance the mechanical strength of cement using electrochemically activated water | |
| CN112760084B (zh) | 一种油基钻井液用堵漏剂及其制备方法和应用 | |
| RU2553807C1 (ru) | Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами | |
| CN106833568A (zh) | 一种早强型矿用封孔材料 | |
| CN104496350A (zh) | 一种耐腐蚀聚合物改性水泥砂浆及其制备方法 | |
| CN104310941A (zh) | 一种碱渣基注浆填充材料 | |
| CN107954680A (zh) | 一种高温氯氧镁热固树脂胶凝体系及固化体和其制备方法 | |
| CN104310818B (zh) | 一种碱渣基类水泥凝胶材料 | |
| RU2684932C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2471962C1 (ru) | Способ цементирования скважины в условиях аномально низкого пластового давления | |
| CN113307586A (zh) | 一种无机胶凝油水井堵漏材料的制备及应用方法 | |
| CN106336860A (zh) | 一种抗高温耐腐蚀油井水泥材料、制备方法及应用 | |
| RU2209928C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| WO2015020564A1 (ru) | Ремонтно-изоляционный, тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ "quick-stone" | |
| KR100979180B1 (ko) | 급결형 마이크로시멘트 조성물 | |
| RU2537679C2 (ru) | Тампонажный раствор | |
| RU2524774C1 (ru) | Гипсомагнезиальный тампонажный раствор | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2370515C1 (ru) | Полимерцементный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин | |
| RU2405927C1 (ru) | Способ ликвидации зон поглощения в скважине | |
| RU2178060C2 (ru) | Способ крепления скважины | |
| RU2319722C1 (ru) | Полимерцементный тампонажный раствор | |
| RU2426865C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200327 |