RU2808074C1 - Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине - Google Patents
Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808074C1 RU2808074C1 RU2023107360A RU2023107360A RU2808074C1 RU 2808074 C1 RU2808074 C1 RU 2808074C1 RU 2023107360 A RU2023107360 A RU 2023107360A RU 2023107360 A RU2023107360 A RU 2023107360A RU 2808074 C1 RU2808074 C1 RU 2808074C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inter
- composition
- casing
- concentration
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 8
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 8
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 6
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 6
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 4
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 4
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical group O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- -1 Etal-1 Chemical compound 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к способу предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине. Техническим результатом является упрощение и уменьшение времени проведения способа предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине. Способ включает крепление обсадных колонн цементированием путем подъема и закачки цементного раствора выше кровли продуктивного изолируемого пласта. Также способ включает установку под цементным раствором расчетного объема изолирующего состава с вязкими упругими свойствами. Объем изолирующего состава закачивают в виде пачки на завершающей стадии цементирования между цементным раствором и вторым разделительным буфером. Объем изолирующего состава определяют из расчета заданной высоты размещения в затрубном пространстве, которая определяется требуемым минимальным значением допустимых напряжений на контактах «состав-труба» и «состав-порода», с учетом диаметра ствола и цементируемой обсадной колонны, пластового давления и температуры, кавернозности и фильтрационно-емкостных параметров пласта в призабойной зоне цементируемого интервала и параметров пластового флюида. Также проводится комплекс лабораторных исследований, и на основе этих данных подбирается рецептура изолирующего состава, для диапазона температур 20-70°С применяют эпоксидную смолу в концентрации 68-70%. Для диапазона температур 70-165°С применяют эпоксидную смолу в концентрации 57-58%, отвердитель ангидрированного типа в концентрации 41-42% и ускоритель схватывания в концентрации до 1%. 1 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине, и может быть использовано при строительстве, реконструкции и ремонте скважин для повышения их эксплуатационной надежности и уменьшения риска потерь газа по заколонному пространству путем закачки на завершающем этапе цементирования при креплении обсадных колонн специального изолирующего состава, например, «Полиизолит».
Уровень техники
Известен способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластках за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5-1% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом (см. пат. RU №2235858, МПК Е21В 33/14, опубл. 10.09.2004 г., Бюл. №25).
Недостатком данного способа является невозможность обеспечения герметичности крепи в случае низкой адгезии цементного камня к породе и обсадной трубе вследствие диффузионной миграции газа при потере седиментационной устойчивости жидкости в заколонном пространстве (глинистого раствора) с течением времени.
Известен:
1. Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, при этом, над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта, а установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, причем в качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав.
2. Способ по п. 1, при этом, в качестве безглинистого вязкоупругого состава используют состав с регулируемыми сроками жизни.
3. Способ по п. 1, при этом, в безглинистый вязкоупругий состав с регулируемыми сроками жизни дополнительно вводят утяжелитель.
4. Способ по п. З, при этом, срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя (см. пат. RU №2312973, МПК Е21В 33/14, опубл. 20.12.2007 г., Бюл. №35).
Недостатком данного способа является то, что неотверждаемые суспензии на водной основе со временем подвержены разложению, деструкции полимеров, потере воды и герметизирующей способности. Эти факторы приводят к появлению перетоков газа при потере герметичного сцепления цементного камня во времени (при опрессовках обсдной колонны, превышении депрессии или проведения перфорационных работ).
Известен:
1. Облегченный газоблокирующий тампонажный материал для цементирования надпродуктивных интервалов, включающий портландцемент Тампонажный, алюмосиликатные полые микросферы, стабилизирующую добавку и воду, при этом материал дополнительно содержит понизитель фильтраций - оксиэтилцеллюлозу, пластификатор - полиэфиркарбоксилаты - или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид, пеногаситель модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ, и ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция, причем в качестве портландцемента тампонажный материал содержит портландцемент марки ПЦТ 1G-CC-1, а в качестве стабилизирующей добавки - редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата при следующем соотношении компонентов, мас. ч:
| портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 | 80,0-87,0 |
| алюмосиликатные полые микросферы | 10,0-15,0 |
| стабилизирующая добавка – редиспергируемый | |
| сополимер виниладетата и акрилата | 3,0-5,0 |
| понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза | 0,2-0,3 |
| пластификатор - полиэфиркарбоксилаты или | |
| вещество, активной составляющей которого | |
| является сульфированный меламинформальдегид | 0,1-0,2 |
| пеногаситель – модифицированный | |
| кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ | 0,2-0,3 |
| ускоритель сроков схватывания хлористый | |
| кальций | 2,0-3,0 |
| вода | остальное |
при этом суммарное при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 мас. ч.
2. Облегченный газоблокирующий тампонажный материал для цементирования надпродуктивных интервалов, включающий портландцемент тампонажный, алюмосиликатные полые микросферы, стабилизирующую добавку и воду, при этом материал дополнительно содержит понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлозу, пластификатор -вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид, пеногаситель модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ и ускоритель сроков схватывания - этил силикат-конденсат, причем в качестве портландцемента тампонажный материал содержит портландцемент марки ПЦТ 1G-CC-1, а в качестве стабилизирующей добавки - редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата и реагент Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. ч:
| портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 | 76,0-86,0 |
| алюмосиликатные полые микросферы | 10,0-16,0 |
| стабилизирующая добавка - редиспергируемый сополимер | |
| винилацетата и акрилата | 3,0-6,0 |
| стабилизирующая добавка - реагент Conmix H2Ostop | 1,0-2,0 |
| активным действующим компонентом которого является | |
| силикат натрия | 1,0-2,0 |
| понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза | 0,1-0,2 |
| пластификатор - вещество, активной составляющей которого | |
| является сульфированный меламинформальдегид | 0,1-0,2 |
| пеногаситель - модифицированный кремнеорганический | |
| реагент ПОЛИЦЕМ ДФ | 0,2-0,3 |
| ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат | 0,5-2,0 |
| вода | 57-60 |
при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата' и реагента Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия, составляет 100 мас. ч. (см. пат. RU. №2497861, МПК С09К 8/473, опубл. 10.11.2013 г., Бюл. №31).
Недостатком данного материала является потенциально низкая адгезия цементного камня по контактам «цементный камень-порода» и «цементный камень-обсадной колонны», из-за высокой жесткости материала и ограниченного диапазона регулирования реологических свойств, что приводит к появлению каналов миграции при воздействии на колонну знакопеременных нагрузок в условиях предельно малых деформаций (опрессовка колонны на избыточное давление и снижением уровня жидкости в стволе скважины при освоении, температурные колебания).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятый авторами за прототип является способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин. Закачиваемый и размещаемый в заколонном пространстве в процессе цементирования скважины цементный раствор FUTUR формирует дополнительный барьер над резервуаром, реагируя на потерю герметичности в заколонном пространстве в случае нарушения целостности цементного кольца в любой момент в течение всего срока службы скважины. В случае повреждения цементного камня и начала перетока углеводорода через трещины в цементном камне либо через микрозазоры, данный цемент реагирует и в течение нескольких часов перекрывает пути перетока углеводородов путем восстановления целостности цементного кольца. Как только пути перетока углеводородов перекрыты, скважина восстанавливает свою гидравлическую изоляцию. Данная регенерация целостности цементного камня может повторяться в случае, если скважина повторно утрачивает гидравлическую изоляцию в процессе ее эксплуатации в течение всего срока службы скважины (см. пат US №7762329 В1, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.2010 г.).
Недостатком данного способа является ограниченный диапазон регулирования по плотности и невысокая прочность цементного камня за счет дезинтегрирующих добавок (набухающих частиц).
Раскрытие изобретения
Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине, обладающего упрощением и уменьшением времени способа путем закачки на завершающем этапе цементирования при креплении обсадных колонн, например, кондукторов промежуточных эксплуатационных, специального изолирующего состава «Полиизолит».
Технический результат, который может быть получен с помощью предлагаемого изобретения, сводится к упрощению и уменьшению времени проведения способа предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине.
Технический результат достигается с помощью способа предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине, включающий крепление обсадных колонн цементированием путем подъема и закачки цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку под цементным раствором расчетного объема изолирующего состава с вязкими упругими свойствами соответствующими заданным условиям, при этом объем изолирующего состава закачивают в виде пачки на завершающей стадии цементирования между цементным раствором и вторым разделительным буфером, при этом объем изолирующего состава определяют из расчета заданной высоты размещения в затрубном пространстве с учетом диаметра ствола и цементируемой обсадной колонны, пластового давления и температуры, кавернозности и фильтрационноемкостных. параметров пласта в призабойной зоне цементируемого интервала и параметров пластового флюида.
Краткое описание чертежей и иных материалов
На фиг. дан способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине, рецептура изолирующего состава, табл.
Осуществление изобретения
Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине осуществляют следующим образом.
На этапе проектирования процесса цементирования обсадных колонн, предусматривается после закачки основного объема цементного раствора, размещение в призабойной зоне заколонного пространства расчетного объема изолирующего состава «Полиизолит». Состав закачивается в виде пачки на завершающей стадии цементирования при закачке между цементным раствором и вторым разделительным буфером. Объем изолирующей пачки определяется исходя из расчета заданной высоты размещения в затрубном пространстве с учетом диаметров ствола и цементируемой обсадной колонны, пластового давления и температуры, кавернозности и фильтрационно-емкостных параметров пласта в призабойной зоне цементируемого интервала, а также параметров пластового флюида. Необходимая высота размещения изолирующего состава определяется требуемым минимальным значением допустимых напряжений на контактах «состав-труба» и «состав-порода»», которые могут возникнуть при миграции пластового флюида от продуктивного пласта к устью по заколонному пространству. За минимальную величину необходимой высоты размещения изолирующего состава, по аналогии с методикой расчета для цементных мостов можно принять зависимость:
где ΔР - максимально прогнозируемый перепад давления, действующий в интервале размещения, изолирующего состава (в зоне башмака изолируемой колонны); [grad р] - допустимый градиент давления, который, по сути, представляет собой удельную величину адгезии и уточняется в каждом конкретном случае по данным лабораторных исследований. За расчетную величину допустимого значения градиента принимается минимальное значение из двух - «состав-колонна» или «состав-порода» с учетом реальных скважинных условий применения.
При проектировании процесса цементирования с применением заявляемого способа выполняется комплекс лабораторных исследований. Прежде всего проверяются реологические характеристики и параметры схватывания проектного цементного раствора. На основании этих данных подбирается рецептура изолирующего состава «Полиизолит» с учетом соответствия основных реологических характеристик состава параметрам тампонажной смеси. Для. уточнения необходимого объема проводятся лабораторные исследования на адгезию с целью определения допустимого градиента давления (grad р). При выполнении адгезионных исследований оценивается контакт «состав-обсадная труба» и «состав-порода» с учетом конкретных инженерно-геологических факторов (температура, давление) в условиях моделирования с использованием вспомогательных технологических составов (буровых растворов, буферных жидкостей, цементных растворов) и материала труб, предусмотренных проектом. Если имеются риски возникновения поглощений дополнительно производится подбор наполнителей, корректируются сроки схватывания и объем изолирующего состава.
Процесс цементирования с использованием заявляемого способа осуществляется в порядке штатной технологии, с использованием стандартного цементировочного оборудования. После прокачки основного объема цементного раствора без остановки процесса закачивают расчетный объем изолирующего состава «Полиизолит» и далее производят продавку до получения момента «стоп».. Скважину оставляют на ОЗЦ. По завершении ОЗЦ выполняют комплекс ГИС по оценке качества цементирования, разбуривают оснастку низа обсадной колонны и производят испытания цементного кольца на герметичность.
Суть реализация предлагаемого способа основывается на том, что изолирующий состав «Полиизолит», в сравнении с применяемыми цементными растворами, имеет кратно больший коэффициент адгезии, как с основными видами горных пород, так и с материалом труб обсадных колонн (не является хрупким и не подвержен растрескиванию за счет температурных и динамических колебаний в диапазоне предельно малых деформаций. Обладает высокой проникающей способностью при инфильтрации и стойкостью к любой химической агрессии. Плотность изолирующего состава регулируется в широком диапазоне и подбирается эквивалентной плотности цементного раствора, применяемого при цементировании. Кроме этого, в изолирующем составе могут применяться различные наполнители в условиях, где цементирование сопряжено с рисками возникновения поглощений. В этом случае объем изолирующего состава уточняется с учетом интенсивности поглощений, а также рецептурно корректируются сроки схватывания посредством ввода дополнительных ускорителей. После размещении необходимого объема изолирующего состава «Полиизолит» в прибашмачной зоне заколонного пространства цементируемой колонны обеспечиваются условия образования изоляционного барьера, имеющего значительно повышенную степень адгезии к материалу обсадных труб чем все применяемые цементные раствора, а также кратно большую прочность контакта «Состав-порода» за счет комбинированного диффузионно-инфильтрационного проникновения в структуру пород, обеспечивая тем самым высокую герметичность к возникновению заколонных перетоков. После схватывания «Полиизолит» имеет меньшую жесткость и большую прочность в сравнении с цементным камнем, что Обеспечивает высокую стойкость к разрушению на контактах «состав-порода» и «состав-колонна» в условиях деформаций обусловленных комплексным воздействием возникающих в скважине перепадов давлений, температур. По сути, после схватывания расположенный в прибашмачной зоне состав «Полиизолит» выполняет роль герметизирующего устройства (подобно заколонному пакеру) гарантировано, обеспечивая герметичность на контактах сцепления и предупреждая возникновения заколонных перетоков и появления межколонных давлений. Плотность конечной композиции регулируется в диапазоне 1170-2000 кг/м3 вводом порошкообразных наполнителей - микротальк, микрокальцит, микрокварц, микроцемент или их комбинацией из условия седиментационной устойчивости. Вязкость регулируется активными разбавителями эпоксидных смол типа - Этал-1, ДЭГ-1 или аналогичными.
Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:
- применение «Полиизолита» обеспечивает условия образования изолирующего барьера, имеющего значительно повышенную степень адгезии к материалу обсадных труб;
- применение «Полиизолита» сдерживает утечки газа, защищая таким образом окружающую среду;
- применение «Полиизолита» обеспечивает кратно большую прочность контакта «состав-порода» и «состав - обсадная труба»;
- упрощение и уменьшение времени проведения способа предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине.
Claims (1)
- Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине, включающий крепление обсадных колонн цементированием путем подъема и закачки цементного раствора выше кровли продуктивного изолируемого пласта и установку под цементным раствором расчетного объема изолирующего состава с вязкими упругими свойствами, отличающийся тем, что объем изолирующего состава закачивают в виде пачки на завершающей стадии цементирования между цементным раствором и вторым разделительным буфером, при этом объем изолирующего состава определяют из расчета заданной высоты размещения в затрубном пространстве, которая определяется требуемым минимальным значением допустимых напряжений на контактах «состав-труба» и «состав-порода», с учетом диаметра ствола и цементируемой обсадной колонны, пластового давления и температуры, кавернозности и фильтрационно-емкостных параметров пласта в призабойной зоне цементируемого интервала и параметров пластового флюида, при этом проводится комплекс лабораторных исследований, и на основе этих данных подбирается рецептура изолирующего состава, для диапазона температур 20-70°С применяют эпоксидную смолу в концентрации 68-70%, а для диапазона температур 70-165°С применяют эпоксидную смолу в концентрации 57-58%, отвердитель ангидрированного типа в концентрации 41-42% и ускоритель схватывания в концентрации до 1%.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808074C1 true RU2808074C1 (ru) | 2023-11-22 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1645464A1 (ru) * | 1988-05-24 | 1991-04-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивани буровой скважины |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2527443C1 (ru) * | 2013-04-05 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах |
| RU2602437C1 (ru) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений |
| US9550933B2 (en) * | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Napthol-based epoxy resin additives for use in well cementing |
| RU2668432C1 (ru) * | 2014-09-25 | 2018-10-01 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину |
| RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1645464A1 (ru) * | 1988-05-24 | 1991-04-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивани буровой скважины |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| RU2527443C1 (ru) * | 2013-04-05 | 2014-08-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах |
| US9550933B2 (en) * | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Napthol-based epoxy resin additives for use in well cementing |
| RU2668432C1 (ru) * | 2014-09-25 | 2018-10-01 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину |
| RU2602437C1 (ru) * | 2015-09-11 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| EA014617B1 (ru) | Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины | |
| EP2404884A1 (en) | Compositions and methods for well treatment | |
| US5327969A (en) | Method of preventing gas migration during primary well cementing | |
| Salim et al. | Principal points in cementing geothermal wells | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| EP0576401B1 (en) | Borehole assembly and method | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2808074C1 (ru) | Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
| RU2235858C2 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье | |
| RU2364702C1 (ru) | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| Rahmanifard et al. | Best practices in managing lost circulation challenges during drilling and cementing operations in Azar oil field | |
| Predein et al. | Technology of absorption elimination with cross-linking plugging material based on cement and cross-linked polymer | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| Predein et al. | JOURNAL OF MINING INSTITUTE | |
| Ma et al. | Design of Hole Structure and Casing String in UGS Drilling | |
| AU2011205200B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| RU2312973C1 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин | |
| Hadid et al. | Improvement of the well cementing technology | |
| Hadid et al. | Improvement of the well cementing technology, increasing the reliability of the annule isolation and preserving the permeability of the reservoir | |
| Ma et al. | Reservoir Protection and Cementing Techniques |