RU2785984C1 - Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине - Google Patents
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2785984C1 RU2785984C1 RU2022109994A RU2022109994A RU2785984C1 RU 2785984 C1 RU2785984 C1 RU 2785984C1 RU 2022109994 A RU2022109994 A RU 2022109994A RU 2022109994 A RU2022109994 A RU 2022109994A RU 2785984 C1 RU2785984 C1 RU 2785984C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- composition
- amount
- liquid
- synthetic resin
- Prior art date
Links
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 claims abstract description 34
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims abstract description 22
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000000996 additive Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 6
- FJWZMLSQLCKKGV-UHFFFAOYSA-N 1-(2-ethylphenyl)propane-1,1-diamine Chemical compound CCC1=CC=CC=C1C(N)(N)CC FJWZMLSQLCKKGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N Benzylamine Chemical compound NCC1=CC=CC=C1 WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 2
- 239000004698 Polyethylene (PE) Substances 0.000 claims 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- AHDSRXYHVZECER-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-tris[(dimethylamino)methyl]phenol Chemical compound CN(C)CC1=CC(CN(C)C)=C(O)C(CN(C)C)=C1 AHDSRXYHVZECER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N Diglycidyl ether Chemical compound C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 3
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 2-(butoxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCOCC1CO1 YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- SYEWHONLFGZGLK-UHFFFAOYSA-N 2-[1,3-bis(oxiran-2-ylmethoxy)propan-2-yloxymethyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCC(OCC1OC1)COCC1CO1 SYEWHONLFGZGLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SHKUUQIDMUMQQK-UHFFFAOYSA-N 2-[4-(oxiran-2-ylmethoxy)butoxymethyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCCCCOCC1CO1 SHKUUQIDMUMQQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HIGURUTWFKYJCH-UHFFFAOYSA-N 2-[[1-(oxiran-2-ylmethoxymethyl)cyclohexyl]methoxymethyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCC1(COCC2OC2)CCCCC1 HIGURUTWFKYJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 206010018987 Haemorrhage Diseases 0.000 description 1
- FQYUMYWMJTYZTK-UHFFFAOYSA-N Phenyl glycidyl ether Chemical compound C1OC1COC1=CC=CC=C1 FQYUMYWMJTYZTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding Effects 0.000 description 1
- 231100000319 bleeding Toxicity 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052904 quartz Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление и закачивание в скважину первой композиции, а затем второй композиции в заданном объеме. Проводится выдержка скважины в покое. В качестве первой композиции используют адгезионный состав, который закачивают в межтрубное пространство скважины и который состоит из ацетона и присадки. В качестве второй композиции используют изолирующий состав, состоящий из жидкой синтетической смолы и жидкого отвердителя. Изолирующий состав закачивают в межтрубное пространство скважины. После закачки второй композиции осуществляют выдержку скважины в покое. Присадка представляет собой поверхностно-активное вещество. Жидкий отвердитель представляет собой смесь диэтилтолуолдиамина, полиэтиленполиамина и бензиламина. Жидкая синтетическая смола представляет собой смолу эпоксидную или смолу синтетическую. Заданный объем изолирующего состава определяют исходя из внутреннего объема наземной трубной обвязки, объема кольцевого пространства в скважине, а также из высоты подъема цементного камня в кольцевом пространстве и из приемистости цементного камня в кольцевом пространстве. Технический результат заключается в повышении эффективности герметизации скважины. 5 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах, проводимым для ликвидации заколонных перетоков флюидов, межколонных давлений, ограничения водопритоков, изоляции водоносных горизонтов и повышения эффективности работы скважин.
Известен Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в скважину изоляционного материала на основе смол, продавку его и выдержку (патент РФ №2272905, Е21В 43/32, опубл. 27.03.06 г.).
Недостатком вышеуказанного Способа является то, что показывает недостаточную прочность отвержденного материала (27.5 МПа максимум), что делает его не применимым для газовых скважин с высокими давлениями (более 25 МПа), также температурный диапазон ограничен в пределах 20-90°С, что не дает возможность применять указанную технологию как в зонах ММП, так и в скважинах с высокими температурами (свыше 90°С).
Наиболее близким к предлагаемому является Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, включающий приготовление и закачивание в скважину первой композиции в заданном объеме, приготовление и закачивание в скважину второй композиции в заданном объеме, выдержку скважины в покое в течение заданного количества времени (патент РФ №2723416, Е21В 33/138; Е21В 43/22, Е21В 43/32, C09K 8/504, C09K 8/508, опубл. 06.06.19 г., прототип).
Недостатком вышеуказанного Способа является то, что он предполагает исключительно закачку через перфорации обсадной колонны, что подходит для ликвидации водопритока в уже существующих перфорациях, но для ликвидации межколонных давлений в эксплуатационных колоннах потребует перфорации обсадной колонны, что влечет за собой огромные риски, связанные с нарушением целостности обсадной колонны, также данный способ требует большого количества техники: буровая установка для спуска НКТ, НКТ, насосные агрегаты, прочее вспомогательное оборудование на буровой, в то время как проблема межколонных давлений актуальна по большей части на законченных скважинах, где буровая отсутствует, что приведет с долгосрочной и дорогостоящей мобилизации, кроме этого такой состав оказался не способен показать долгосрочное сопротивление перепадам давления в скважине, связанного с добычей, и промежуточными работами по капитальному ремонту скважин.
Технический результат заключается в повышении эффективности герметизации скважины за счет увеличения продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ посредством блокирования, ликвидации путей перетоков гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления, коррозии, воздействию агрессивных сред (сульфаты, СО2)
Поставленный технический результат достигается тем, что Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление и закачивание в скважину первой композиции в заданном объеме, приготовление и закачивание в скважину второй композиции в заданном объеме, выдержку скважины в покое в течение заданного количества времени, в качестве первой композиции используют адгезионный состав, который закачивают в межтрубное пространство скважины и который состоит из ацетона и присадки при следующем содержании компонентов, мас. %:
ацетон - 85% - 90%
присадка - остальное,
в качестве второй композиции используют изолирующий состав, состоящий из жидкой синтетической смолы и жидкого отвердителя, взятого в количестве 20-65% от жидкой синтетической смолы, и который закачивают в межтрубное пространство скважины, после закачки второй композиции осуществляют выдержку скважины в покое, присадка представляет собой поверхностно - активное вещество, жидкий отвердитель представляет собой смесь диэтилтолуолдиамина, полиэтиленполиамина и бензиламина, взятых в расчетных количествах, жидкая синтетическая смола представляет собой смолу эпоксидную или смолу синтетическую, дополнительно в изолирующий состав вводят жидкий ускоритель, совместимый с жидким отвердителем и взятый в количестве от 0,1 до 4% от количества жидкой синтетической смолы, и/или наполнитель порошковый совместимый с жидким отвердителем, взятый в количестве от 0,1 до 20% от количества жидкой синтетической смолы, и/или модификатор эластичности, совместимый с жидким отвердителем и взятый в количестве от 0,1 до 5% от количества жидкой синтетической смолы, и/или порошковую расширяющую добавку, совместимую с жидким отвердителем и взятую в количестве от 0,1 до 2% от количества жидкой синтетической смолы, а заданный объем изолирующего состава определяют исходя из внутреннего объема наземной трубной обвязки, объема кольцевого пространства в скважине, из высоты подъема цементного камня в кольцевом пространстве и из приемистости цементного камня в кольцевом пространстве.
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине осуществляют следующим образом:
Производят запись кривой падения давления путем стравливания межколонного давления из скважины и фиксации скорости его падения.
После чего оставляют скважину в покое до набора изначальной величины давления для записи кривой восстановления давления. Регистрацию кривой восстановления давления проводят измерительным или контрольно - измерительным прибором, например, манометром на фонтанной арматуре.
Определяют приемистость скважины посредством закачивания пресной воды в заданном количестве, например, не менее 0,05 м3, или незамерзающей жидкости на базе этиленгликоля в случае, когда температура окружающей среды менее +5°С. Осуществляют фиксацию полученных результатов давления, например, в виде записи графика давления и объема закачанной жидкости.
Полученные данные давления в процессе определения приемистости скважины позволяют сделать вывод о необходимости применения изолирующего состава и при каком содержании компонентов в мас. % для проведения ремонтно-изоляционных работ для блокирования, ликвидации путей водопритока - заколонных перетоков путем создания гидроизоляционного экрана в зоне негерметичности, который ее ликвидирует и который стойкий к перепадам внутрискважиным давлениям.
После принятия решения о применении изолирующего состава и о содержании компонентов, осуществляют промывку скважины от включений посредством адгезионного состава, состоящего из ацетона и присадки, взятых в расчетных количествах, в мас. %:
ацетон технический (ГОСТ 2768-84) -85% - 90%;
присадка - остальное.
Присадка представляет собой поверхностно активное вещество, например, карбоновая кислота, позволяющее эффективно удалять загрязнения на поверхности обсадной колонны в виде, например, остатков бурового раствора, смазочных и герметизирующих агентов, препятствующих последующей адгезии изолирующего состава. Для адгезионного состава берут ацетон и присадку в расчетных количествах и смешивают эти компоненты в емкости известными средствами в течение заданного количества времени, обеспечивающего равномерное распределение компонентов во всем объеме адгезионного состава.
Затем закачивают расчетное количество (заданный объем) приготовленного адгезионного состава вовнутрь скважины в межтрубное пространство, при этом заданный объем адгезионного состава определяют исходя из условий:
высота подъема цементного раствора в кольцевом пространстве, приемистость.
Адгезионный состав обеспечивает удаление материалов, загрязняющих скважину, в том числе и смазывающих материалов (литол, арматол и пр.) в кольцевом пространстве скважины за счет эффективного проникновения в трещины, увеличенной скорости реакции.
Осуществляют приготовление изолирующего состава, включающего в себя жидкую синтетическую смолу и жидкий отвердитель, взятый 20-65% от количества жидкой синтетической смолы. Для чего берут жидкую синтетическую смолу и жидкий отвердитель в расчетных количествах и смешивают компоненты в емкости известными средствами в течение заданного количества времени, обеспечивающего равномерное распределение компонентов во всем объеме изолирующего состава.
Жидкая синтетическая смола представляет собой, например, смолу эпоксидную;
смолу синтетическую IDT - Lock 1 по ТУ 20.59.59-003-19983784-2017, содержащую эпихлоргидриновую смолу (65-85%) и
диглицидиловый эфир 1,4 -бутадиола (15-35%);
смолу синтетическую СС 1, содержащую эпихлоргидриновую смолу (65-85%), диглицидиловый эфир 1,4 - бутадиола (5-15%) и бутил -глицидиловый эфир (10-20%).
Жидкий отвердитель, совместимый с жидкой синтетической смолой, представляет собой, например,
смесь в виде смеси диэтилтолуолдиамин (75-85%), полиэтиленполиами (10-15%) и бензиламин (5-10%), взятых в расчетных количествах.
Приготавливают изолирующий состав посредством смешивания компонентов в емкости при положительной температуре, например, на улице.
Дополнительно в изолирующий состав вводят:
- жидкий ускоритель, совместимый с жидким отвердителем, например, «Ускоритель IDT - Aclt 1» по ТУ 20.59.59-006-19983784-2017, содержащий 2,4,6 - тридиметиламинометилфенол; 2,4,6 (трис (диметиламинометил) фенол), и взятый в количестве от 0,1 до 4% от количества жидкой синтетической смолы;
- наполнитель порошковый, совместимый с жидким отвердителем, например, в виде кварцевой муки разных фракций, и взятый в количестве от 0,1 до 20% от количества жидкой синтетической смолы;
- модификатор эластичности, совместимый с жидким отвердителем, например, в виде циклогександиметанола диглицидилового эфира, диглицидилового эфира 1,4 - бутандиола, триглицедилового эфира глицерина и фенил глицидилового эфира, и взятый в количестве от 0,1 до 5% от количества жидкой синтетической смолы;
- порошковую расширяющую добавку, совместимую с жидким отвердителем, например, в виде мелкодисперсных набухающих полимеров, которые при реакции с синтетической смолой увеличивают молекулярный объем, обеспечивая расширение всей композиции в целом, и взятую в количестве от 0,1 до 2% от массы жидкой синтетической смолы Закачивают расчетное количество (заданный объем) приготовленного изолирующего состава вовнутрь скважины в межтрубное пространство.
Продавливают расчетное количество - заданный объем приготовленного изолирующего состава в межтрубное пространство посредством воздуха под заданным давлением или технической жидкостью до достижения максимального допустимого давления,
при этом заданный объем определяют исходя из известного внутреннего объема наземной трубной обвязки, а также объема кольцевого пространства в скважине.
Ограничением по объему продавки может быть, например, достижение максимального допустимого давления: давления опрессовки межпакерных уплотнений, а также давление смятия или разрыва обсадных колонн.
После чего закрывают задвижки на устье скважины.
Скважину выдерживают под конечным рабочим давлением (не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны) в течение заданного количества времени, достаточного для протекания реакции, в результате которой формируется гидроизоляционный экран, стойкий к перепадам давления, температуры, а также к воздействию агрессивных скважинных флюидов (H2S, СО2, сульфаты)
Производят проверку герметичности, например, колонны, путем повторного замера кривых падения и восстановления давления и последующей опрессовки кольцевого пространства нагнетанием давления 30 ат или иное, по требованию Заказчика, с допустимым падением 5ат за 30 минут.
Предлагаемый Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине может быть реализуем с использованием стандартных соединений и другого стандартного оборудования, традиционно применяемого при проведении ремонтно-изоляционных работ известными способами.
Предлагаемый Способ повышает эффективность герметизации скважины за счет увеличения продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ по герметизации колонн посредством гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления, коррозии, воздействию агрессивных сред, например, сульфатов, СО2, обеспечивающего блокировку, ликвидацию путей перетоков в скважине.
Пример.
Скважина Салмановского (Утреннего) НГКМ месторождения с аномально высоким пластовым давлением.
Негерметичность колонны была выявлена через 2 недели после проведения операции по цементированию. Негерметичность колонны привела к заколонному перетоку газа и образования межколонного давления в скважине.
Манометром проверили наличие избыточного давление в межколонном пространстве, которое составило Р=9,7 Мпа.
Определили приемистость и произвести приготовление адгезионного и изолирующего составов.
Компоненты адгезионного состава взвесили и взяли в расчетных количествах:
ацетон технический (ГОСТ 2768-84) - 90% (9 литров) присадка в виде карбоновой кислоты - остальное,
После чего компоненты влили в бочку емкостью 60 л, в которой перемешали компоненты посредством мешалки в течение 2-5 минут до равномерного распределения компонентов во всем объеме адгезионного состава. Полученным адгезионным составом, взятым в объеме 0,01 м3, произвели промывку скважины от включений при давлении промывки 1 атм.
После чего осуществили очистку скважины от адгезионного состава посредством закачки изолирующего состава в объеме 0,01 м3, предварительно приготовленного путем перемешивания в бочке емкостью 60 л компонентов, взятых в расчетных количествах:
жидкую синтетическую смолу в виде смолы синтетической IDT Lock 1 по ТУ 20.59.59-003-19983784-2017:
эпихлоргидриновую смолу 65%, диглицидиловый эфир 1,4 -бутадиола 15% и бутил -глицидиловый эфир 20%, взятую в количестве 35, 6 кг,
жидкий отвердитель, взятый 55% от количества жидкой синтетической смолы, в смеси диэтилтолуолдиамин 75%, полиэтиленполиами 15% и бензиламин 10%, взятый в количестве 314,24 кг,
ускоритель, взятый в количестве 1,42 кг, в виде трис (диметиламинометил) фенол.
Перемешивали компоненты посредством мешалки в течение 2-5 минут до равномерного распределения компонентов во всем объеме изолирующего состава.
Затем вовнутрь скважины в межтрубное пространство закачали изолирующий состав в объеме 0,05 м3.
Далее изолирующий состав из линии устьевой обвязки продавили при помощи технической воды до достижения максимально допустимого давления равного 120 атм. Объем продавки составил 73 л.
Заданный объем технической пресной воды определили исходя из внутреннего объема линии устьевой обвязки, равного 32 л, кольцевого пространства между обсадной колонной, равного 177, 8 мм и 244,5 мм и протяженностью 2,78 м.
Закрыли задвижки на устье скважины.
Скважину выдержали под давлением равным 118 атм., не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны, в течение времени равным 24 часов, обеспечивающего формирования гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления, температуры, а также к воздействию агрессивных скважинных флюидов таких, как H2S, С02, сульфаты.
Произвели проверку герметичности колонны посредством опрессовки на 35ат. Падение составило 0 ат результат - герметично.
Осуществили запись кривой восстановления - отсутствует.
В процессе проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) приток газа из заколонных перетоков заблокирован изолирующим экраном, стойким к перепадам давления.
После РИР и освоения скважины получили дебит газа 3 т/сут при обводненности 8% при отсутствии перетоков газа.
Предлагаемое техническое решение позволяет осуществлять ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах, проводимые для ликвидации заколонных перетоков.
Преимуществом предлагаемого Способа является повышение эффективности герметизации в скважине за счет увеличения продолжительности эффекта по герметизации и блокировке путей перетока, ликвидации заколонных перетоков гидроизоляционным экраном, стойким, в том числе и к перепадам давления.
Claims (11)
1. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий приготовление и закачивание в скважину первой композиции в заданном объеме, приготовление и закачивание в скважину второй композиции в заданном объеме, выдержку скважины в покое в течение заданного количества времени,
отличающийся тем, что
в качестве первой композиции используют адгезионный состав, который закачивают в межтрубное пространство скважины и который состоит из ацетона и присадки при следующем содержании компонентов, мас.%:
ацетон - 85-90;
присадка - остальное,
в качестве второй композиции используют изолирующий состав, состоящий из жидкой синтетической смолы и жидкого отвердителя, взятого в количестве 20-65% от жидкой синтетической смолы, и который закачивают в межтрубное пространство скважины, после закачки второй композиции осуществляют выдержку скважины в покое, при этом присадка представляет собой карбоновую кислоту, а жидкий отвердитель представляет собой смесь диэтилтолуолдиамина 75%, полиэтиленполиамина 15% и бензиламина 10%, заданный объем изолирующего состава определяют исходя из известного внутреннего объема наземной трубной обвязки, а также объема кольцевого пространства в скважине, заданный объем адгезионного состава определяют исходя из высоты подъема цементного раствора в кольцевом пространстве и приемистости.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкая синтетическая смола представляет собой смолу эпоксидную или смолу синтетическую.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в изолирующий состав вводят жидкий ускоритель, совместимый с жидким отвердителем и взятый в количестве от 0,1 до 4% от количества жидкой синтетической смолы.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в изолирующий состав вводят наполнитель порошковый, совместимый с жидким отвердителем, взятый в количестве от 0,1 до 20% от количества жидкой синтетической смолы.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в изолирующий состав вводят модификатор эластичности, совместимый с жидким отвердителем, взятый в количестве от 0,1 до 5% от количества жидкой синтетической смолы.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в изолирующий состав вводят порошковую расширяющую добавку, совместимую с жидким отвердителем, взятую в количестве от 0,1 до 2% от количества жидкой синтетической смолы.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2785984C1 true RU2785984C1 (ru) | 2022-12-15 |
Family
ID=
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2808074C1 (ru) * | 2023-03-27 | 2023-11-22 | Дмитрий Владимирович Саморуков | Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2231625C1 (ru) * | 2003-10-02 | 2004-06-27 | Чикин Андрей Егорович | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
RU2325507C2 (ru) * | 2006-01-10 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
RU2349731C2 (ru) * | 2007-02-21 | 2009-03-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
RU2382172C1 (ru) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ цементирования скважин |
US20130312961A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biomimetic Adhesive Compositions Comprising a Phenolic Polymer and Methods for Use Thereof |
RU2723416C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-06-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2231625C1 (ru) * | 2003-10-02 | 2004-06-27 | Чикин Андрей Егорович | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
RU2325507C2 (ru) * | 2006-01-10 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
RU2349731C2 (ru) * | 2007-02-21 | 2009-03-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины |
RU2382172C1 (ru) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ цементирования скважин |
US20130312961A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biomimetic Adhesive Compositions Comprising a Phenolic Polymer and Methods for Use Thereof |
RU2723416C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-06-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2808074C1 (ru) * | 2023-03-27 | 2023-11-22 | Дмитрий Владимирович Саморуков | Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4489785A (en) | Method of completing a well bore penetrating a subterranean formation | |
US20180305602A1 (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
US6006835A (en) | Methods for sealing subterranean zones using foamed resin | |
CN1098404C (zh) | 进行井眼构筑、修补或者废弃操作的方法 | |
US6951250B2 (en) | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well | |
US6330917B2 (en) | Resilient well cement compositions and methods | |
KR20210050554A (ko) | 유체 이동을 방지하기 위한 에폭시 수지 시스템을 포함하는 시멘트 조성물 | |
EA008963B1 (ru) | Способ подавления движения текучей среды в ствол скважины или из него | |
Elyas et al. | Use of polymer resins for surface annulus isolation enhancement | |
KR20210052508A (ko) | 일수 물질 조성물 및 웰보어의 일수 영역을 분리하는 방법 | |
CN107936933A (zh) | 一种用于油水井内衬小套管固井用化学封固剂及其制备方法 | |
CN111793480A (zh) | 一种堵漏树脂体系及其应用 | |
KR20210052509A (ko) | 웰보어의 환형부를 밀봉하는 밀봉 조성물 및 방법 | |
CN110105932B (zh) | 一种油气井套管堵漏用树脂材料及其制备方法 | |
US20140262269A1 (en) | Method to repair leaks in a cemented annulus | |
RU2785984C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
RU2586360C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин | |
RU2518620C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков | |
CN107954683A (zh) | 一种低温氯氧镁热固树脂胶凝体系及固化体和其制备方法 | |
US20040262003A1 (en) | Methods and compositions for sealing pipe and forming barriers in well bores | |
Blanc et al. | Epoxy resin ends 45 days of nonproductive time in deepwater wells: Case history | |
RU2814947C1 (ru) | Гидродинамический способ проверки надежности изоляции зон поглощения, проводимый перед цементированием обсадных колонн | |
RU2167267C1 (ru) | Полимерный тампонажный состав | |
CN116425952A (zh) | 一种中高温胶凝密封修井工作液及制备方法与应用 | |
RU2325507C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину |