RU2166613C2 - Method of reinforcement of lining of gas wells - Google Patents
Method of reinforcement of lining of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166613C2 RU2166613C2 RU98118177/03A RU98118177A RU2166613C2 RU 2166613 C2 RU2166613 C2 RU 2166613C2 RU 98118177/03 A RU98118177/03 A RU 98118177/03A RU 98118177 A RU98118177 A RU 98118177A RU 2166613 C2 RU2166613 C2 RU 2166613C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- solution
- cement
- pumping
- cement stone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 title abstract 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims abstract description 12
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 12
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- -1 for instance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 3
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 2
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 239000011312 pitch solution Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000011271 tar pitch Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых и газоконденсатных скважинах в процессе их бурения и эксплуатации для уплотнения и восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца. The invention relates to the oil and gas industry and can be used during repair and insulation works (RIR) in gas and gas condensate wells during drilling and operation to seal and restore the gas tightness of the lining, namely the cement ring.
Причинами негерметичности (газоводопроницаемости) цементного кольца в заколонном пространстве могут быть:
- наличие поперечных и продольных трещин (щелевые дефекты) в цементном камне;
- пористость цементного камня.The causes of leakage (gas permeability) of the cement ring in the annular space may be:
- the presence of transverse and longitudinal cracks (crevice defects) in the cement stone;
- porosity of cement stone.
В настоящее время накоплен большой опыт проведения РИР по уплотнению крепи газовых и газоконденсатных скважин с целью ликвидации негерметичности цементного кольца. At present, extensive experience has been gained in conducting RIR on sealing the support of gas and gas condensate wells in order to eliminate the leakage of the cement ring.
Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца с целью предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматируюших агентов: тампонажного раствора, растворов полимеров и химических реагентов как на водной, так и на углеводородной основе [1]. The work to restore the gas tightness of the cement ring in order to prevent and eliminate annular and annular gas shows is to isolate the defective interval by pumping under pressure various plugging and clogging agents: cement slurry, polymer solutions and chemical reagents, both water-based and hydrocarbon-based [1] .
Основным критерием выбора вида изоляционного материала является состояние пористой среды (цементного камня) изолируемого интервала скважины, характеризуемое как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей и газов. The main criterion for choosing the type of insulating material is the state of the porous medium (cement stone) of the isolated interval of the well, characterized as the specific injectivity of the well when injecting liquids and gases.
Удельная приемистость скважины выражается как отношение расхода (м3/ч) к давлению (МПа), развиваемому насосным агрегатом, и определяется при исследовании скважины перед проведением РИР [2, 3]. При газопроявлениях состояние пористой среды определяется как отношение удельного притока (м3/ч) к перепаду давления (МПа).The specific injectivity of the well is expressed as the ratio of the flow rate (m 3 / h) to the pressure (MPa) developed by the pumping unit, and is determined during the study of the well before conducting RIR [2, 3]. During gas manifestations, the state of the porous medium is defined as the ratio of the specific influx (m 3 / h) to the pressure drop (MPa).
Как показала практика, хорошие результаты при высокой удельной приемистости скважины, например 1,39 м3/ч•МПа и более, дают работы по снижению поглощающей способности скважины перед проведением РИР, заключающиеся в закачивании в интервал изоляции различных тампонажных материалов, вплоть до намыва наполнителя с последующим проведением изоляционных работ [1].As practice has shown, good results with high specific injectivity of the well, for example 1.39 m 3 / h • MPa or more, give work to reduce the absorption capacity of the well before conducting RIR, which consists in pumping various grouting materials into the isolation interval, up to filling the filler followed by insulation work [1].
При удельной приемистости менее 0,5 м3/ч•МПа перед осуществлением изоляционных мероприятий проводят работы по повышению поглощающей способности скважины (дренирование, кислотные обработки и др.). При недостаточной эффективности проведенных работ и удельной приемистости скважины, не превышающей 0,5 м3/ч•МПа, для изоляции используют полимерные тампонажные материалы [3].When the specific injection rate is less than 0.5 m 3 / h • MPa, before the implementation of insulation measures, work is carried out to increase the absorption capacity of the well (drainage, acid treatments, etc.). With insufficient efficiency of the work performed and specific injectivity of the well, not exceeding 0.5 m 3 / h • MPa, polymer grouting materials are used for isolation [3].
Анализ приведенных работ показал, что известные способы и составы для уплотнения крепи газовых скважин (ликвидации негерметичности цементного кольца) не учитывают в достаточной мере состояние пористой среды (цементного камня) в заколонном пространстве скважины. An analysis of the cited works showed that the known methods and compositions for sealing gas well supports (eliminating leakages in a cement ring) do not sufficiently take into account the state of the porous medium (cement stone) in the annulus of the well.
Исследования, проведенные в институте "ВолгоУралНИПИгаз", показали, что:
- для восстановления газогерметичности интервалов цементного кольца с удельной приемистостью от 0,5 до 10•10-2 м3/ч•МПа наилучшие результаты дает использование в качестве изоляционного материала полимерных тампонажных материалов, а также полимерных растворов, например, 30% раствор латекса, растворы смол ТСД - 10 и ТС - 10, растворы гипана и полиакриламида;
- при удельной приемистости цементного камня ниже 10-2м3/ч•МПа использование тампонажных полимерных материалов и вышеприведенных полимерных растворов невозможно из-за их высоких вязкостных характеристик. Даже при создании высоких избыточных давлений (более 20 МПа) данные изоляционные материалы закачать не удается, и явления газопроявлений остаются.Studies conducted at the VolgoUralNIPIgaz Institute showed that:
- to restore the gas tightness of the intervals of the cement ring with a specific injection rate of from 0.5 to 10 • 10 -2 m 3 / h • MPa, the best results are obtained from the use of polymer grouting materials as well as polymer solutions, for example, a 30% latex solution, resin solutions TSD - 10 and TS - 10, solutions of hypane and polyacrylamide;
- with specific injectivity of cement stone below 10 -2 m 3 / h • MPa, the use of cement polymer materials and the above polymer solutions is impossible due to their high viscosity characteristics. Even with the creation of high excess pressures (more than 20 MPa), these insulating materials cannot be pumped, and gas phenomena remain.
Таким образом, ликвидация газопроявлений в скважинах с низкой удельной приемистостью (ниже 10-2 м3/ч•МПа) остается проблемной задачей.Thus, the elimination of gas in wells with low specific injectivity (below 10 -2 m 3 / h • MPa) remains a problem.
Известен способ уплотнения колонн газовых скважин с целью ликвидации межколонных газопроявлений в скважине путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора смыленного таллового пека с одновременной или последовательной подачей раствора хлоридов кальция или магния или пластовой воды хлоркальциевого типа с последующей продувкой скважины газом [4]. A known method of sealing columns of gas wells with the aim of eliminating the annular gas manifestations in the well by pumping into the annular space a water-based plugging agent — an aqueous solution of washed tall tar pitch with simultaneous or sequential supply of a solution of calcium or magnesium chloride or calcium chloride type water followed by purging of the well with gas [ 4].
Данный способ может использоваться при удельной приемистости скважины по газу от 2,57 до 0,87 м/ч•МПа или от 51•10-2 до 17,4•10-2 м3/ч•МПа по воде (по нашим расчетам). При более низкой удельной приемистости скважины этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.This method can be used with a specific gas injectivity of the well from 2.57 to 0.87 m / h • MPa or from 51 • 10 -2 to 17.4 • 10 -2 m 3 / h • MPa in water (according to our calculations ) With a lower specific injectivity of the well, this method cannot be used due to the significant viscosity of the sealing composition.
Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ, предназначенный для уплотнения крепи газовых скважин (колонны и цементного кольца) при появлении межколонного давления (МКД), осуществляемый путем последовательного закачивания в затрубное пространство для обработки поверхности обсадной колонны и цементного камня водного раствора таллового пека в концентрации 18-25 мас.% и водного раствора электролита, в качестве которого применяют раствор хлорида кальция или магния плотностью 1040 - 1190 кг/м с последующим созданием дополнительного давления (продувка газом) [5]. Closest to the claimed purpose and combination of essential features is a method designed to seal the lining of gas wells (columns and cement rings) with the appearance of annular pressure (MCD), carried out by sequential injection into the annulus to treat the surface of the casing and cement stone water solution tall pitch at a concentration of 18-25 wt.% and an aqueous electrolyte solution, which is used as a solution of calcium or magnesium chloride with a density of 1040 - 1190 kg / m followed by the creation of additional pressure (gas purge) [5].
Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца при более низкой удельной приемистости, равной 0,4 - 0,5 м3/ч•МПа по газу, что соответствует приемистости по воде (по нашим расчетам) от 2•10-2 до 2,5•10-2 м3/ч•МПа без проведения предварительных операций по повышению поглощающей способности.This method is applicable for sealing leaks in the casing string and cement ring at a lower specific injection rate equal to 0.4 - 0.5 m 3 / h • MPa for gas, which corresponds to a water injectivity (according to our calculations) from 2 • 10 -2 up to 2.5 • 10 -2 m 3 / h • MPa without preliminary operations to increase the absorption capacity.
Закупоривающий агент предварительно готовят путем диспергирования таллового пека в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот. Герметизация неплотностей соединений колонны скважины и цементного кольца осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора таллового пека с электролитом. A plugging agent is preliminarily prepared by dispersing tall pitch in an aqueous solution of a monoethanolamine salt of fatty acids. Sealing of leaks in the joints of the well string and the cement ring is carried out by the agent formed during the interaction of the tall pitch solution with the electrolyte.
Однако применение указанного способа для уплотнения крепи скважины, в частности герметизации цементного кольца, при удельной приемистости скважины по воде ниже 10-2 м3/ч•МПа не представляется возможным. Это объясняется ничтожно малой глубиной проникновения изоляционного материала в имеющиеся микротрещины и поры цементного камня в проницаемом интервале из-за его высоких вязкостных свойств.However, the application of this method to seal the lining of the well, in particular the sealing of the cement ring, with a specific injectivity of the well in water below 10 -2 m 3 / h • MPa is not possible. This is explained by the insignificantly small penetration depth of the insulating material into the existing microcracks and pores of the cement stone in the permeable interval due to its high viscous properties.
Заявляемое изобретение решает задачу обеспечения герметизации цементного кольца при ничтожно малой приемистости скважины без проведения предварительных операций по ее повышению. The claimed invention solves the problem of providing sealing of the cement ring with a negligible injectivity of the well without preliminary operations to increase it.
Для решения указанной задачи согласно заявляемому способу уплотнения крепи газовых скважин, включающему обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита с последующим созданием дополнительного давления, в качестве водного раствора электролита используют раствор неорганической соли, образующей нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, например, раствор сернокислого алюминия в концентрации 9,0 - 23,0 мас. %. Другим отличием способа, усиливающим получаемый при его применении положительный эффект, является то, что дополнительное давление создают не ранее чем через 2 часа после закачивания раствора неорганической соли. Авторами предлагаемого изобретения экспериментально установлено, что неорганические соли в водном растворе (например, сернокислый алюминий, хлорид магния), проникая благодаря плотности и вязкости, близкой к воде, даже в самые мелкие трещины и поры цементного камня, вступают в реакцию с основным минералом цементного камня - гидроксидом кальция (до 60% по массе) с выпадением нерастворимого или труднорастворимого в воде осадка, оказывающего стойкий кольматирующий эффект. To solve this problem, according to the claimed method of sealing gas well supports, including treating cement stone by pumping an aqueous electrolyte solution into the annulus followed by creating additional pressure, an inorganic salt solution is used as an aqueous electrolyte solution, forming an insoluble or insoluble precipitate when interacting with calcium hydroxide cement stone, for example, a solution of aluminum sulfate in a concentration of 9.0 to 23.0 wt. % Another difference of the method, enhancing the positive effect obtained by its application, is that additional pressure is created no earlier than 2 hours after the injection of the inorganic salt solution. The authors of the present invention experimentally established that inorganic salts in an aqueous solution (for example, aluminum sulfate, magnesium chloride), penetrating due to the density and viscosity close to water, even in the smallest cracks and pores of a cement stone, react with the main mineral of the cement stone - calcium hydroxide (up to 60% by weight) with the precipitation of an insoluble or sparingly soluble in water precipitate, which has a persistent, colmatizing effect.
Как показали эксперименты, наилучший результат дает применение сернокислого алюминия. В результате реакции в соответствии со следуюшдм уравнением:
AL2(SO4)3 + 3Ca(OH)2 ---> 2AL(OH3) + CaSO4
образуются:
- CaSO4 - гипс, выпадающий в осадок мгновенно;
- AL2(SO4)3 - гидроокись алюминия, постепенно выпадающая в осадок в виде кристаллического или хлопьеобразного материала.As shown by experiments, the best result is the use of aluminum sulfate. As a result of the reaction in accordance with the following equation:
AL 2 (SO 4 ) 3 + 3Ca (OH) 2 ---> 2AL (OH 3 ) + CaSO 4
are formed:
- CaSO 4 - gypsum precipitating instantly;
- AL 2 (SO 4 ) 3 - aluminum hydroxide, gradually precipitating in the form of crystalline or flocculent material.
Таким образом, технический результат, получаемый от применения в качестве электролита раствора неорганических солей, состоит в обеспечении возможности проникновения раствора в микротрещины и поры цементного камня (недоступные для жидкости с более высокой плотностью и вязкостью) с протеканием процесса образования кольматирующего материала, причем стойкого к размыву соответственно в этих микротрещинах. Thus, the technical result obtained from the use of a solution of inorganic salts as an electrolyte is to allow the solution to penetrate into microcracks and pores of cement stone (inaccessible to liquids with a higher density and viscosity) with the formation of a matting material, which is resistant to erosion respectively, in these microcracks.
Продолжительность образования гидроокиси алюминия (или магния) обусловливает минимальный промежуток времени между закачиванием раствора электролита и созданием дополнительного давления. Последнее производят путем закачивания того же раствора в затрубное пространство скважины. The duration of the formation of aluminum hydroxide (or magnesium) determines the minimum time interval between pumping an electrolyte solution and creating additional pressure. The latter is produced by pumping the same solution into the annulus of the well.
Получаемый при этом технический результат состоит в том, что образованный при первой подаче раствора неорганической соли кольматируюший осадок уплотняется и при наличии остаточного количества свободных пор последние заполняются раствором с протеканием описанного процесса. The technical result obtained in this case consists in the fact that the clogging precipitate formed during the first supply of the inorganic salt solution is compacted and, in the presence of a residual amount of free pores, the latter are filled with the solution during the process described.
Закачивание раствора неорганической соли (создание дополнительного давления) можно осуществлять неоднократно исходя из результатов предыдущего. Это позволяет обеспечить более полную кольматацию изолируемого интервала, т.е. более качественное уплотнение цементного камня и таким образом обеспечить его надежную газогерметичность. The injection of a solution of inorganic salt (creating additional pressure) can be carried out repeatedly based on the results of the previous one. This allows for more complete colmatization of the isolated interval, i.e. better sealing of cement stone and thus ensure its reliable gas tightness.
Известно применение солей щелочных металлов в качестве закупоривающих реагентов, используемых для изоляции водопритока в скважину, например, хлористого кальция [6] , смеси сернокислого натрия и хлористого кальция [7], доставляемых в поры пласта в виде водных растворов, где происходят кристаллизация солей и закупоривание пор пласта. It is known to use alkali metal salts as plugging reagents used to isolate water inflow into a well, for example, calcium chloride [6], a mixture of sodium sulfate and calcium chloride [7], delivered to the pores of the formation in the form of aqueous solutions where crystallization of salts and plugging occur pore formation.
Известно также применение сернокислого алюминия в виде высококонцентрированного водного раствора (50,0 - 58,3 мас.%) в качестве тампонажного материала, используемого при изоляции поглощающего горизонта в низкотемпературной скважине [8]. It is also known to use aluminum sulfate in the form of a highly concentrated aqueous solution (50.0 - 58.3 wt.%) As a grouting material used to isolate an absorbing horizon in a low-temperature well [8].
Согласно известному изобретению доставляемый в поры пласта раствор сернокислого алюминия кристаллизуется с образованием стойкого к размыву тампонажного камня. Нижняя граница концентрации его в воде является тем минимумом, который необходим для кристаллизации, верхний предел определяется стабилизацией показателей, характеризующих стойкость тампонажного камня к размыву. According to the known invention, the aluminum sulfate solution delivered to the pores of the formation crystallizes to form a groutstone that is resistant to erosion. The lower limit of its concentration in water is the minimum that is necessary for crystallization, the upper limit is determined by the stabilization of indicators characterizing the resistance of the cement stone to erosion.
В заявляемом техническом решении в отличие от известных воздействие раствора солей, в т.ч. сернокислого алюминия, направлено не на пласт, а на цементный камень, что наряду с концентрацией раствора обусловливает другой химизм процесса:
- в известных изобретениях происходит закупорка пор пласта вследствии кристаллизации собственно солей раствора, в т.ч. сернокислого алюминия;
- в заявляемом техническом решении соли раствора вступают в реакцию с основным минералом цементного камня с образованием кольматируюшего осадка, закупоривающего поры и микротрещины цементного камня.In the claimed technical solution, in contrast to the known effects of a solution of salts, including aluminum sulfate, is directed not to the formation, but to the cement stone, which, along with the concentration of the solution, determines another chemistry of the process:
- in the known inventions there is a blockage of the pores of the formation due to crystallization of the actual salts of the solution, including aluminum sulfate;
- in the claimed technical solution, the salt of the solution reacts with the main mineral of the cement stone with the formation of a clogging sediment, clogging the pores and microcracks of the cement stone.
Пример. Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях. Обработке подвергали образцы цементного камня, представляющие собой усеченный конус высотой 85 мм и диаметрами 40 и 45 мм с удельной приемистостью по воде от 0,5•10-2 до 10-2 м3/ч•МПа.Example. The effectiveness of the proposed method was investigated in laboratory conditions. The samples were processed of cement stone, which is a truncated cone with a height of 85 mm and diameters of 40 and 45 mm with a specific water throttle response of 0.5 • 10 -2 to 10 -2 m 3 / h • MPa.
Для испытаний готовили водные растворы неорганических солей, образующих нерастворимый или труднорастворимый в воде осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня:
- раствор сульфата алюминия с содержанием сухого вещества в 100 г воды от 8 до 40 г (от 7,4-28,5 мас.%);
- раствор хлорида магния с концентрацией 25 мас.%.For testing, aqueous solutions of inorganic salts were prepared, forming an insoluble or sparingly soluble precipitate in water when interacting with calcium hydroxide cement stone:
- a solution of aluminum sulfate with a dry matter content in 100 g of water from 8 to 40 g (from 7.4-28.5 wt.%);
- a solution of magnesium chloride with a concentration of 25 wt.%.
Для сравнения готовили изолирующий раствор и раствор электролита по прототипу. For comparison, an insulating solution and an electrolyte solution were prepared according to the prototype.
Исследования проводили на установке, аналогичной установке, описанной в работе [9] , позволяющей прокачивать через образцы цементного камня приготовленные растворы при различных давлениях с замером их приемистости. The studies were carried out on a setup similar to the setup described in [9], which allows the prepared solutions to be pumped through cement stone samples at various pressures with a measurement of their injectivity.
Поскольку образование гидроокиси алюминия (при закачивании сульфата алюминия) или гидроокиси магния (при закачивании хлорида магния) является протяженным во времени процессом, создание дополнительного давления производили через 2, 6 и 20 ч после первого закачивания растворов солей при все возрастающих давлениях. Since the formation of aluminum hydroxide (when injecting aluminum sulfate) or magnesium hydroxide (when injecting magnesium chloride) is a time-consuming process, additional pressure was created 2, 6, and 20 hours after the first injection of salt solutions at increasing pressures.
Условия проведения и результаты экспериментов приведены в таблице. The conditions and results of the experiments are shown in the table.
Как видно из таблицы, растворы по предлагаемому способу уплотнения крепи скважин имеют меньшую вязкость и, следовательно, хорошую прокачиваемость через образцы цементного камня с приемистостью по воде ниже 10 м/ч•МПа (от 0,5•10-2 до 10•10-2 м3/ч•МПа), тогда как изолирующий агент согласно способу-прототипу закачать в образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось. Создание дополнительного давления путем закачивания того же раствора соли позволяет не только определить достигнутый в результате первого закачивания раствора уровень газогерметичности (степень снижения проницаемости), но и получить дополнительный кольматирующий эффект.As can be seen from the table, the solutions according to the proposed method of densifying wellheads have lower viscosity and, consequently, good pumpability through cement stone samples with water injectivity below 10 m / h • MPa (from 0.5 • 10 -2 to 10 • 10 - 2 m 3 / h • MPa), while the insulating agent according to the prototype method was not able to be pumped into samples of cement stone under similar conditions. The creation of additional pressure by pumping the same salt solution allows not only to determine the gas tightness level achieved as a result of the first pumping of the solution (the degree of permeability reduction), but also to obtain an additional collating effect.
Результаты экспериментов показали также, что наибольшую эффективность из примененных растворов согласно предлагаемому способу имеет раствор сульфата алюминия, причем наилучший результат наблюдается в диапазоне концентраций 9,0 - 23,0 мас.%. The experimental results also showed that the greatest effectiveness of the solutions used according to the proposed method has a solution of aluminum sulfate, and the best result is observed in the concentration range of 9.0 - 23.0 wt.%.
Применение предлагаемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволит восстановить газогерметичность цементного кольца в условиях ничтожно малых значений удельной приемистости и предотвратить межколонные перетоки газа. The application of the proposed method for sealing gas well supports will restore the gas tightness of the cement ring under conditions of negligible specific injectivity and prevent intercolumn gas flows.
Источники информации, принятые во внимание
1. И.А. Серенко и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988, c. 110 - 118.Sources of information taken into account
1. I.A. Serenko et al. Re-cementing during the construction and operation of wells. -M .: Nedra, 1988, p. 110 - 118.
2. Патент РФ N 2071548, 6 E 21 B 33/138, Б.И. N 1, 1977. 2. RF patent N 2071548, 6 E 21 B 33/138, B.I.
3. Инструкция по ремонту крепи скважин. РД 39-1-843-82. - Краснодар, ВНИКРнефть, 1976, с. 31 - 34. 3. Instructions for the repair of well support. RD 39-1-843-82. - Krasnodar, VNIKRneft, 1976, p. 31 - 34.
4. Авторское свидетельство СССР N 1521860, E 21 B 33/13, Б.И. N 42, 1989. 4. Copyright certificate of the USSR N 1521860, E 21 B 33/13, B.I. N 42, 1989.
5. Авторское свидетельство СССР N 1737103, E 21 B 33/138, Б.И. N 20, 1992 (прототип). 5. Copyright certificate of the USSR N 1737103, E 21 B 33/138, B.I. N 20, 1992 (prototype).
6. Авторское свидетельство СССР N 1030534, E 21 B 33/138, Б.И. N 27, 1983. 6. USSR author's certificate N 1030534, E 21 B 33/138, B.I. N 27, 1983.
7. Авторское свидетельство СССР N 605937, E 21 B 43/00. 7. Copyright certificate of the USSR N 605937, E 21 B 43/00.
8. Авторское свидетельство СССР N 1606331, E 21 B 33/138, Б.И. N 43, 1990. 8. Copyright certificate of the USSR N 1606331, E 21 B 33/138, B.I. N 43, 1990.
9. В. С. Данюшевский и др. Справочное руководство по тампонажным материалам, М.: Недра, 1987, с. 275 - 285. 9. V. S. Danyushevsky and others. Reference guide to cementing materials, M .: Nedra, 1987, p. 275 - 285.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118177/03A RU2166613C2 (en) | 1998-10-02 | 1998-10-02 | Method of reinforcement of lining of gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118177/03A RU2166613C2 (en) | 1998-10-02 | 1998-10-02 | Method of reinforcement of lining of gas wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98118177A RU98118177A (en) | 1999-06-20 |
| RU2166613C2 true RU2166613C2 (en) | 2001-05-10 |
Family
ID=20210984
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98118177/03A RU2166613C2 (en) | 1998-10-02 | 1998-10-02 | Method of reinforcement of lining of gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2166613C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110114315A1 (en) * | 2008-05-28 | 2011-05-19 | Simon James | Solids Free Sealing Fluid |
-
1998
- 1998-10-02 RU RU98118177/03A patent/RU2166613C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110114315A1 (en) * | 2008-05-28 | 2011-05-19 | Simon James | Solids Free Sealing Fluid |
| US8839866B2 (en) * | 2008-05-28 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Solids free sealing fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5832063B2 (en) | Well sealant composition containing cationic latex and method of use thereof | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| US20120061082A1 (en) | Sealing of thief zones | |
| CN111577346B (en) | Rock salt stratum tunnel grouting process | |
| NO338260B1 (en) | Borehole cementing method | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| RU2166613C2 (en) | Method of reinforcement of lining of gas wells | |
| FR2939429A1 (en) | Cementing material for storing carbon dioxide and other acid gases, comprises cement binder, and extra repair material with mineral releasing divalent cations in acidic conditions, where cations react with carbon dioxide to form carbonates | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| AU2012301442B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| JPH0642282A (en) | Borehole assembly, methods and compositions therefor | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| AU2017100604A4 (en) | Method of limiting or reducing permeability of a matrix to liquid or gas flow | |
| RU2213203C2 (en) | Method of sealing of gas well lining | |
| RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
| RU2209928C1 (en) | Method of isolation of absorption zones in well | |
| RU2425209C2 (en) | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) | |
| RU2348793C1 (en) | Method of salt water filled subsurface tank well sealing | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| CN109252850A (en) | The acid fracturing of carbonate formation well is surged method and apparatus | |
| RU2435020C2 (en) | Procedure for insulation of water inflowing pay in well and heat insulating pipe for its implementation | |
| RU2691229C1 (en) | Method for isolation of beds with manifestations of high-mineralization polymineral waters | |
| RU2378490C1 (en) | Insulation method of water influx and well thief zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051003 |