RU2669650C1 - Method of production string sealing - Google Patents
Method of production string sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669650C1 RU2669650C1 RU2017141672A RU2017141672A RU2669650C1 RU 2669650 C1 RU2669650 C1 RU 2669650C1 RU 2017141672 A RU2017141672 A RU 2017141672A RU 2017141672 A RU2017141672 A RU 2017141672A RU 2669650 C1 RU2669650 C1 RU 2669650C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- composition
- interval
- sealing
- well
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 41
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 41
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 12
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 4
- 238000002386 leaching Methods 0.000 claims description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 abstract 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 16
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 6
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 5
- RWYFURDDADFSHT-RBBHPAOJSA-N diane Chemical compound OC1=CC=C2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1.C1=C(Cl)C2=CC(=O)[C@@H]3CC3[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@@](C(C)=O)(OC(=O)C)[C@@]1(C)CC2 RWYFURDDADFSHT-RBBHPAOJSA-N 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical compound O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 229930188104 Alkylresorcinol Natural products 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины.The proposal relates to the oil and gas industry, in particular to methods for sealing a production casing of a well.
Известен способ изоляции и крепления стволов скважин (а.с. №486129, Е21В 33/138, опубл. 30.09.1975, бюл. №36) закачиванием композиции по бурильным трубам с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса, приготовленной путем перемешивания алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы с отвердителем (формалин, полиэтиленполиамин) в емкости цементировочного агрегата.A known method of isolation and attachment of wellbores (AS No. 486129, E21B 33/138, publ. 09/30/1975, Bull. No. 36) by pumping the composition through drill pipes using a cementing unit or a mud pump prepared by mixing an alkylresorcinol epoxyphenol resin with hardener (formalin, polyethylene polyamine) in the capacity of the cementing unit.
Недостатком известного способа является отсутствие времени выдержки тампонажного материала на отверждение, что снижает качество работ, так как отсутствие или сокращение времени выдержки тампонажного материала ведет к ухудшению устойчивости образующегося изолирующего барьера и снижению прочности тампонажного камня, что не обеспечивает надежную изоляцию и указывает на локальный характер действия данного способа. Существенным недостатком является также высокотемпературный диапазон применения способа.The disadvantage of this method is the lack of exposure time of the cement material for curing, which reduces the quality of work, since the absence or reduction of the exposure time of the cement material leads to a deterioration in the stability of the resulting insulating barrier and a decrease in the strength of the cement stone, which does not provide reliable insulation and indicates a local nature of the action this method. A significant disadvantage is also the high temperature range of application of the method.
Известен тампонажный состав (патент RU 2250983, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.2005 в бюл. №12), включающий ацетоноформальдегидную смолу, щелочной отвердитель и модификатор смолы, отличающийся тем, что в качестве щелочного отвердителя используется 5%-ный водный раствор натра едкого, а в качестве модификатора смолы используется пластовая вода девонского горизонта при следующем соотношении компонентов, мас. %:A well-known grouting composition (patent RU 2250983, IPC ЕВВ 33/138, publ. 04/27/2005 in bull. No. 12), including acetone-formaldehyde resin, alkaline hardener and resin modifier, characterized in that 5% aqueous is used as alkaline hardener caustic soda solution, and reservoir water of the Devonian horizon is used as a resin modifier in the following ratio of components, wt. %:
Данный тампонажный герметизирующий состав закачивается способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ - в интервал нарушения, приготовление герметизирующего состава и закачку его по НКТ с последующей продавкой продавочной жидкостью из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения, промывку НКТ и подъем на безопасную высоту, ожидание затвердевания состава - ОЗС, извлечение НКТ из скважины с последующим освобождением проходного сечения эксплуатационной колонны и вводом скважины в эксплуатацию.This grouting sealing composition is injected by the method of sealing the production casing of the well, including determining the interval of violation of the production string, lowering the tubing - tubing - into the interval of violation, preparing the sealing composition and pumping it through the tubing, followed by the sale of the squeezed fluid in order to leave the glass from the composition into a column with a violation interval interval, flushing tubing and lifting to a safe height, waiting for the composition to solidify - OZS, tubing extraction from Vazhiny followed by liberation of the flow cross section of the production string and the borehole in the input operation.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, отсутствие установки текущего забоя ведет к неоправданно высокому расходу герметизирующего состава и, следовательно, к значительному повышению материальных затрат при использовании технологии;- firstly, the lack of installation of the current face leads to an unreasonably high consumption of sealing compound and, consequently, to a significant increase in material costs when using technology;
- во-вторых, при данном способе герметизации эксплуатационной колонны скважины, осложненной асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), не обеспечивается надежное сцепление образующегося камня со стенкой скважины или с колонной обсадных труб, что ведет к снижению продолжительности эффекта от герметизации;- secondly, with this method of sealing a production casing of a well complicated by asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO), reliable adhesion of the formed stone to the wall of the well or to the casing string is not ensured, which leads to a decrease in the duration of the sealing effect;
- в-третьих, при такой последовательности герметизации эксплуатационной колонны происходит смешение герметизирующего состава с продавочной жидкостью и, как следствие, разбавление состава, что ведет к ухудшению прочности и устойчивости образующегося изолирующего барьера.- thirdly, with this sequence of sealing the production string, the sealing compound mixes with the squeezing liquid and, as a result, the composition is diluted, which leads to a deterioration in the strength and stability of the resulting insulating barrier.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины за счет увеличения прочности и адгезии камня, получаемого из герметизирующего состава, расширение возможности применения способа на скважинах, осложненных отложениями АСПО.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of repair and insulation works when sealing the production casing of the well by increasing the strength and adhesion of the stone obtained from the sealing composition, expanding the possibility of applying the method to wells complicated by sedimentation deposits.
Технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим определение интервала нарушения эксплуатационной колонны, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ - в интервал нарушения или ниже, приготовление герметизирующего состава и закачку его по НКТ с последующей продавкой продавочной жидкостью из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения, промывку НКТ и подъем на безопасную высоту, ожидание затвердевания состава, извлечение НКТ из скважины с последующим освобождением проходного сечения эксплуатационной колонны и вводом скважины в эксплуатацию.Technical problems are solved by the method of sealing the production casing of the well, including determining the interval of violation of the production string, lowering the tubing — tubing — to the interval of disruption or below, preparing a sealing compound and pumping it through the tubing with subsequent squeezing with squeezing liquid, in order to leave the glass from the composition into a column with an interval of violation, flushing the tubing and lifting to a safe height, waiting for the composition to solidify, extracting the tubing from the well, followed by obozhdeniem passage section of the production tubing and the introduction of wells in operation.
Новым является то, что перед спуском НКТ ниже интервала нарушения на 4-10 м устанавливают текущий забой, после спуска НКТ промывают растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей промывкой эксплуатационной колонны от растворителя и заполнением жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава, после чего закачивают соотвердитель состава в интервал нарушения в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины, закачку герметизирующего состава по НКТ в интервал нарушения осуществляют между разделительными пробками, после вытеснения герметизирующим составом скважинной жидкости из интервала нарушения производят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава, перед продавкой герметизирующего состава в интервал нарушения производят выдержку, достаточную для погружения герметизирующего состава на забой скважины, и вымывание излишков этого состава, при этом в качестве герметизирующего состава используют эпоксидно-диановую смолу с массовым процентом 83,5-91,0%, отвердитель с массовым процентом 9,0-16,5%, а в качестве соотвердителя состава - моноэтаноламин.What is new is that before lowering the tubing below the disturbance interval by 4-10 m, the current face is established, after lowering the tubing, the solvent is washed with asphalt-resin-paraffin deposits, followed by washing the production casing from the solvent and filling it with a liquid that does not mix with a sealing compound and a density less than this composition, after Why the composition hardener is pumped into the violation interval in the amount of 100 l per 1 m of the violation interval, followed by exposure sufficient to wet the surface of the violation the ionic column and the borehole, the sealing compound is pumped through the tubing into the violation interval between separation plugs, after the sealing compound of the well fluid is displaced from the violation interval, the tubing is raised above the upper boundary of the sealing composition, sufficient shutter speed is allowed before the sealing compound is sold into the violation interval sealing composition to the bottom of the well, and leaching of excess of this composition, while using as a sealing composition zuyut epoxy-diane resin with 83,5-91,0% weight percent, with weight percent hardener 9,0-16,5%, and as a coagent composition - monoethanolamine.
Реагенты, применяемые в заявляемом способе:The reagents used in the claimed method:
- эпоксидно-диановая смола - представляет собой однородную жидкость, состоящую из смеси эпоксидно-диановой смолы с ароматическим растворителем (например, ксилол, толуол и др.), с массовой долей эпоксидных групп в пределах 18-23,2%, условной вязкостью (на ВЗ-246, ∅6) в пределах 15,5-60 с, массовой долей нелетучих веществ не менее 73%.- epoxy-diane resin - is a homogeneous liquid consisting of a mixture of epoxy-diane resin with an aromatic solvent (for example, xylene, toluene, etc.), with a mass fraction of epoxy groups in the range of 18-23.2%, relative viscosity (on VZ-246, ∅6) within 15.5-60 s, mass fraction of non-volatiles not less than 73%.
- отвердитель - представляет собой однородную жидкость, состоящую из смеси изопропилового спирта и алкиламида с алифатической цепью С18±1 и одной двойной связью в середине цепи (цис-изомер), с аминным числом в пределах 90-100 мг HCl/г.- hardener - is a homogeneous liquid consisting of a mixture of isopropyl alcohol and alkylamide with an aliphatic chain C18 ± 1 and one double bond in the middle of the chain (cis isomer), with an amine number in the range of 90-100 mg HCl / g.
- растворитель АСПО - представляет собой однородную подвижную жидкость, являющуюся органическим растворителем с массовой долей органического хлора не более 10 млн-1 и коррозионной активностью не более 0,1 мм в год.- the solvent is paraffin - is a homogeneous mobile liquid, which is an organic solvent with an organic chlorine mass fraction of not more than 10 million -1 and corrosivity is not more than 0.1 mm.
Моноэтаноламин представляет собой аминоспирт - бесцветную или желтоватого цвета прозрачную жидкость, допускается опалесценция. Массовая доля моноэтаноламина составляет не менее 78%, плотность при 20°С - 1,015-1,050 г/см3.Monoethanolamine is an amino alcohol - a colorless or yellowish transparent liquid, opalescence is allowed. The mass fraction of monoethanolamine is at least 78%, the density at 20 ° C is 1.015-1.050 g / cm 3 .
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Определяют интервал нарушения эксплуатационной колонны. Устанавливают текущий забой ниже интервала нарушения на 4-10 м посадкой пакер-пробки или заливкой цементного моста. Спускают в интервал нарушения или ниже колонну НКТ. Производят промывку растворителем АСПО с последующим вымыванием растворителя из скважины и заполнением эксплуатационной колонны жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава. Ввиду того, что герметизирующий состав является водонерастворимым, в качестве несмешивающейся жидкости используют любую жидкость на водной основе, например пресную или слабоминерализованную воду. Далее в интервал нарушения закачивают моноэтаноламин в объеме 100 л на 1 м интервала нарушения с последующей выдержкой, достаточной для смачивания поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины (экспериментальным путем установлено, что 60-120 минут достаточно для смачивания). За счет смачивания моноэтаноламином поверхности эксплуатационной колонны и пород в интервале нарушения при твердении закачиваемого далее герметизирующего состава формируется прочный камень и увеличивается адгезия к металлу колонны, цементному камню и породам пласта. Готовят герметизирующий состав в смесителе в соотношении, % мас.:Determine the interval of violation of the production string. The current face is set below the violation interval by 4-10 m by planting the packer plug or pouring a cement bridge. The tubing string is lowered into the violation interval or lower. Rinse with a paraffin solvent, followed by washing out the solvent from the well and filling the production string with a liquid that does not mix with a sealing compound and a density less than this composition. Due to the fact that the sealing composition is water-insoluble, any water-based liquid, for example fresh or slightly mineralized water, is used as an immiscible liquid. Then, monoethanolamine is pumped into the disturbance interval in a volume of 100 l per 1 m of the disturbance interval, followed by exposure sufficient to wet the surface of the disturbance in the production string and wellbore (it has been experimentally found that 60-120 minutes are sufficient for wetting). Due to the wetting of the surface of the production string and rocks with monoethanolamine in the interval of violation during hardening of the sealing composition injected further, a solid stone is formed and adhesion to the metal of the column, cement stone and formation rocks is increased. Prepare the sealing composition in the mixer in the ratio,% wt .:
в зависимости от температуры в интервале нарушения эксплуатационной колонны. Соотношение эпоксидно-диановой смолы к отвердителю определили опытным путем в лабораторных условиях. В зависимости от температуры в интервале нарушения оптимальное соотношение эпоксидно-диановой смолы к отвердителю в герметизирующем составе изменяется следующим образом, % мас.:depending on the temperature in the interval of violation of the production string. The ratio of epoxy-diane resin to hardener was determined empirically in laboratory conditions. Depending on the temperature in the violation range, the optimal ratio of epoxy-diane resin to hardener in the sealing composition varies as follows,% wt .:
7-15°С7-15 ° C
15-25°С15-25 ° C
25-30°С25-30 ° C
30-40°С30-40 ° C
Уменьшение массового содержания эпоксидно-диановой смолы менее (или ниже) 83,5% мас. и увеличение массового содержания отвердителя более 16,5 ведет к резкому увеличению температуры состава через 3 часа, что ведет к преждевременному отверждению герметизирующего состава, а увеличение массового содержания эпоксидно-диановой смолы более 91,0% мас. экономически нецелесообразно, поскольку при одних и тех же технологических показателях герметизирующего состава увеличивается его стоимость (т.к увеличивается содержание смолы).The decrease in the mass content of epoxy-diane resin less (or lower) 83.5% wt. and an increase in the mass content of hardener of more than 16.5 leads to a sharp increase in the temperature of the composition after 3 hours, which leads to premature curing of the sealing composition, and an increase in the mass content of epoxy-diane resin is more than 91.0% wt. it is not economically feasible, since with the same technological parameters of the sealing composition its cost increases (because the resin content increases).
После приготовления герметизирующего состава в НКТ вводят первую разделительную пробку, закачивают приготовленный герметизирующий состав в НКТ и туда же вводят вторую разделительную пробку, после чего проводят подъем НКТ выше верхней границы герметизирующего состава. Не ранее чем через период времени, достаточный для погружения герметизирующего состава под собственным весом на забой скважины, эксплуатационную колонну промывают от излишков герметизирующего состава, после чего проводят продавку герметизирующего состава из расчета оставления стакана из состава в колонне с перекрытием интервала нарушения. Опытным путем установлено, что время погружения герметизирующего состава в пресной или слабоминерализованной воде под собственным весом на забой скважины составляет от 40 до 90 минут для условия применения в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром от 114 до 168 мм. Далее закрывают скважину на время ожидания затвердевания состава (ОЗС) в течение 24-96 часов в зависимости от температуры в интервале нарушения. При температуре в интервале нарушения 7-10°С время ОЗС - 96 часов, 11-19°С - 72 часа, 20-25°С - 48 часов, при температуре в интервале нарушения выше 25°С время ожидания отверждения состава - 24 часа.After preparing the sealing compound, the first separation tube is introduced into the tubing, the prepared sealing compound is pumped into the tubing and the second separation tube is introduced into the tubing, after which the tubing is raised above the upper boundary of the sealing composition. Not earlier than after a period of time sufficient to immerse the sealing compound under its own weight on the bottom of the well, the production casing is washed out of excess sealing composition, after which the sealing compound is forced to push out from the composition in the casing with the overlap of the violation interval. It has been experimentally established that the time of immersion of the sealing compound in fresh or weakly mineralized water under its own weight on the bottom of the well is from 40 to 90 minutes for the application in a well cased with a production string with a diameter of 114 to 168 mm. Then close the well while waiting for the solidification of the composition (OZS) for 24-96 hours, depending on the temperature in the interval of violation. At a temperature in the range of violation of 7-10 ° C, the time of OZS is 96 hours, 11-19 ° C - 72 hours, 20-25 ° C - 48 hours, at a temperature in the range of violation above 25 ° C, the waiting time for curing of the composition is 24 hours .
После истечения времени ОЗС путем доспуска НКТ определяют наличие и местоположение стакана из состава. НКТ извлекают из скважины, спускают компоновку для бурения и разбуривают стакан из состава. Затем проводят испытания на герметичность эксплуатационной колонны и запускают скважину в эксплуатацию. При необходимости, например при наличии продуктивного пласта ниже текущего забоя, проводят его разрушение перед запуском скважины в эксплуатацию.After the expiration of the time of the OZS by means of the tubing, the presence and location of the glass from the composition is determined. The tubing is removed from the well, the layout for drilling is lowered and a glass is drilled from the composition. Then, leak testing of the production string is carried out and the well is put into operation. If necessary, for example, if there is a reservoir below the current bottom, it is destroyed before the well is put into operation.
Очистка эксплуатационной колонны от АСПО и смачивание поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины соотвердителем состава до закачки герметизирующего состава обеспечивают надежное сцепление образующегося камня с колонной обсадных труб и стволом скважины, повышают прочность, адгезию камня и эффективность предлагаемого способа.Cleaning the production casing from ASPO and wetting the surface of the violation of the production casing and the wellbore with the composition hardener prior to injection of the sealing composition ensure reliable adhesion of the formed stone with the casing string and the wellbore, increase the strength, stone adhesion and the effectiveness of the proposed method.
Заполнение скважины жидкостью, не смешивающейся с герметизирующим составом и плотностью меньше этого состава, а также выдержка во времени после подъема НКТ обеспечивают погружение герметизирующего состава под собственным весом на забой скважины. В результате исключается разбавление герметизирующего состава при контакте с продавочной или скважинной жидкостью и как следствие образуется высокопрочный камень, а также увеличивается продолжительность эффекта от герметизации.Filling a well with a liquid that does not mix with a sealing compound and a density less than this composition, as well as the time delay after lifting the tubing, allow the sealing compound to sink under its own weight to the bottom of the well. As a result, dilution of the sealing compound upon contact with the displacement or well fluid is eliminated and, as a result, a high-strength stone is formed, and the duration of the sealing effect is also increased.
Эпоксидно-диановая смола при взаимодействии с отвердителем образует прочный твердый камень, не растворимый и устойчивый в пластовых флюидах, в отличие от других синтетических реагентов, которые при отверждении образуют резиноподобный материал, тяжело разбуриваемый при освоении скважины.When interacting with the hardener, the epoxy-dianovoy resin forms a strong hard stone, insoluble and stable in formation fluids, unlike other synthetic reagents, which, when cured, form a rubber-like material that is difficult to drill during well development.
В лабораторных условиях герметизирующий состав готовят в стеклянном стакане, в который набирают эпоксидно-диановую смолу, затем при перемешивании добавляют отвердитель и перемешивают в течение 5 минут. Полученный герметизирующий состав после смешения компонентов отверждается через 24-96 часов в зависимости от температуры. В таблице приведены результаты сравнения предлагаемого способа и наиболее близкого аналога.In laboratory conditions, the sealing composition is prepared in a glass beaker into which the epoxy-diane resin is recovered, then a hardener is added with stirring and mixed for 5 minutes. The resulting sealing composition after mixing the components is cured after 24-96 hours, depending on the temperature. The table shows the results of comparison of the proposed method and the closest analogue.
Прочность камня из отвердевшего герметизирующего состава на изгиб определяли по ГОСТ 26798.1-96 с использованием пресса, соответствующего требованиям ГОСТ 310.4-81.The bending strength of the stone from the hardened sealing compound was determined according to GOST 26798.1-96 using a press that meets the requirements of GOST 310.4-81.
Как видно из таблицы, незначительный рост температуры герметизирующего состава после смешения эпоксидно-диановой смолы и отвердителя даже через 4 часа свидетельствует о низкоэкзотермическом характере отверждения состава. Испытания прочностных характеристик состава по предлагаемому способу показали его преимущество по сравнению с наиболее близким аналогом. Так, предел прочности на изгиб и сжатие полимерного камня на основе эпоксидно-диановой смолы уже через 48 часов составляет более 10 МПа и более 30 МПа соответственно, в то время как у наиболее близкого аналога только через 28 суток предел прочности на изгиб составляет только около 5 МПа, а на сжатие около 10 МПа.As can be seen from the table, a slight increase in the temperature of the sealing composition after mixing the epoxy-diane resin and hardener even after 4 hours indicates a low exothermic nature of the curing of the composition. Tests of the strength characteristics of the composition of the proposed method showed its advantage compared to the closest analogue. Thus, the ultimate strength in bending and compression of a polymer stone based on epoxy-diane resin after 48 hours is more than 10 MPa and more than 30 MPa, respectively, while in the closest analogue, after only 28 days, the ultimate strength in bending is only about 5 MPa, and compression about 10 MPa.
Промывка эксплуатационной колонны растворителем от АСПО и смачивание поверхности нарушения эксплуатационной колонны и ствола скважины соотвердителем состава до закачки герметизирующего состава позволяют очистить скважину от АСПО, обеспечить надежное сцепление образующегося камня с колонной обсадных труб и стволом скважины, увеличить прочность и адгезию камня, что говорит о высокой эффективности предлагаемого способа. Тогда как у наиболее близкого аналога вследствие наличия на эксплуатационной колонне отложений АСПО нарушается сплошность камня из смолы и сцепление камня с эксплуатационной колонной и стволом скважины, а в дальнейшем происходит его разрушение в течение короткого времени, что ведет к снижению продолжительности эффекта от герметизации.Flushing the production casing with ASPO solvent and wetting the surface of the production string and wellbore disruption with the composition hardener prior to injection of the sealing compound allows the well to be cleaned from ASPO, to ensure reliable adhesion of the stone formed to the casing string and the wellbore, and to increase the strength and adhesion of the stone, which indicates a high the effectiveness of the proposed method. Whereas in the closest analogue, due to the presence of sediment deposits on the production string, the continuity of the stone from the resin and the adhesion of the stone to the production string and the wellbore are violated, and in the future, it is destroyed in a short time, which leads to a decrease in the duration of the sealing effect.
Примеры промышленного использования предлагаемого способа.Examples of industrial use of the proposed method.
Пример 1. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1403-1408 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 20 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 30°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку и произвели его посадку на глубине 1412 м. Промыли ствол скважины растворителем РПН. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 60 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 1411 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,08 м3 с соотношением эпоксидно-диановой смолы 86,4% мас. и 13,6% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 1003,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 158,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1075 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 4,3 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1196 м. Выдержали 60 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Провели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 5,4 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,35 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 24 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1385 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.Example 1. Shut off the well. Interval pressure testing of the production casing with the technological packer revealed the place of violation of the tightness of the production casing. In the interval 1403-1408 m, a leakage of 146 mm production casing was detected, which received the injected fluid when the pressure dropped from 90 to 20 atm in 30 minutes. The temperature of the formation in the disturbance interval was 30 ° C. The drillable packer plug was lowered and landed at a depth of 1412 m. The wellbore was washed with on-load tap-changer. Washed the wellbore from the solvent, forcing it into the oil pipeline. Replaced the entire volume of the well fluid with fresh water. They injected 0.5 m 3 of monoethanolamine into the well, placed it in the production casing in the violation interval and held for 60 minutes. A tubing string with a diameter of 73 mm to a depth of 1411 m was lowered into the well. A sealant was prepared in a mixing tank in a volume of 1.08 m 3 with a ratio of epoxy-diane resin of 86.4% wt. and 13.6% wt. hardener. To do this, 1003.0 kg of epoxy-diane resin were collected into the mixer and 158.0 kg of hardener were added to the resin and mixed for 15 minutes until the density of the sealant was equalized to 1075 kg / m 3 . The first separation plug was introduced into the tubing. With the open valve of the annulus, the prepared sealing compound was pumped into the tubing, a second separation plug was inserted into the tubing, then fresh water was pumped into the tubing in a volume of 4.3 m 3 . We lifted the tubing string to a depth of 1196 m. We kept it for 60 minutes so that the composition under its own weight plunged into the bottom of the well. Conducted a control wash to clean water by pumping fresh water in a volume of 5.4 m 3 along the annulus. They closed the central valve, pumped fresh water in the volume of 0.35 m 3 into the annulus with a low-capacity pumping unit (cyclically, not exceeding the permissible pressure on the production string). Left the well at the time of the OZS for 24 hours. By lowering the tubing string with washing, we found the “head” of the glass from the resin composition at a depth of 1385 m. We removed the tubing, lowered the drilling assembly and drilled the resin glass. Conducted a study of the tightness of the production casing by pressure testing and lowering the liquid level in the production casing. Studies have shown that the column is airtight.
Пример 2. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1200-1205 м была обнаружена негерметичность 114 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 30 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 22°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку и провели его посадку на глубине 1210 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на слабоминерализованную воду плотностью 1004 кг/м3. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 80 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 60 мм на глубину 1209 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,0 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 86,0% мас. и 14,0% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 923,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 150,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности герметизирующего состава до величины 1073 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ слабоминерализованную воду в объеме 2,4 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1078 м. Выдержали 70 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием слабоминерализованной воды в объеме 3,2 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,77 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 48 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1080 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.Example 2. Shut down the well. Interval pressure testing of the production casing with the technological packer revealed the place of violation of the tightness of the production casing. In the range of 1200-1205 m, a leakage of 114 mm of the production casing was detected, which received the injected fluid when the pressure dropped from 90 to 30 atm in 30 minutes. The temperature of the formation in the disturbance interval was 22 ° C. The drilled packer plug was lowered and landed at a depth of 1210 m. The well was washed with Intat solvent. Washed the wellbore from the solvent, forcing it into the oil pipeline. Replaced the entire volume of the well fluid with low-mineralized water with a density of 1004 kg / m 3 . They injected 0.5 m 3 of monoethanolamine into the well, placed it in the production casing in the violation interval and stood for 80 minutes. A tubing string with a diameter of 60 mm to a depth of 1209 m was lowered into the well. A sealing compound was prepared in a mixing tank in a volume of 1.0 m 3 in a ratio of epoxy-diane resin of 86.0% wt. and 14.0% wt. hardener. To do this, 923.0 kg of epoxy-diane resin were collected into the mixer and 150.0 kg of hardener were added to the resin and mixed for 15 minutes until the density of the sealing compound was equalized to 1073 kg / m 3 . The first separation plug was introduced into the tubing. With the open valve of the annulus, the prepared sealing compound was pumped into the tubing, a second separation plug was introduced into the tubing, then weakly saline water was pumped into the tubing in a volume of 2.4 m 3 . We lifted the tubing string to a depth of 1078 m. We withstood 70 minutes so that the composition under its own weight plunged into the bottom of the well. A control washing was performed to clean water by pumping weakly saline water in a volume of 3.2 m 3 along the annulus. The central valve was closed, fresh water was pumped into the annulus with a low-productivity pumping unit in a volume of 0.77 m 3 (cyclically, not exceeding the permissible pressure on the production string). Left the well at the time of the OZS for 48 hours. By lowering the tubing string with washing, we felt the “head” of the glass from the resin composition at a depth of 1080 m. The tubing was removed, the drilling assembly was lowered and the glass was drilled from the resin. Conducted a study of the tightness of the production casing by pressure testing and lowering the liquid level in the production casing. Studies have shown that the column is airtight.
Пример 3. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 507-513 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 40 атм за 30 минут. Температура пласта в интервале нарушения составляла 10°С. Установили цементный мост на глубине 520 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,6 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 60 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 510 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 1,5 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 83,5% мас. и 16,5% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 1337,0 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 264,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1067 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке межтрубного пространства закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 1,6 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 438 м. Выдержали 90 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 2,4 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,8 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 96 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 482 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.Example 3. They plugged the well. Interval pressure testing of the production casing with the technological packer revealed the place of violation of the tightness of the production casing. In the interval 507-513 m, a leakage of 168 mm production casing was detected, which received the injected fluid when the pressure dropped from 90 to 40 atm in 30 minutes. The temperature of the formation in the disturbance interval was 10 ° C. A cement bridge was installed at a depth of 520 m. The wellbore was washed with an Intat solvent. Washed the wellbore from the solvent, forcing it into the oil pipeline. Replaced the entire volume of the well fluid with fresh water. We pumped 0.6 m 3 of monoethanolamine into the well, placed it in the production casing in the violation interval and held for 60 minutes. A tubing string with a diameter of 73 mm to a depth of 510 m was lowered into the well. A sealant was prepared in a mixing tank in a volume of 1.5 m 3 in a ratio of epoxy-diane resin of 83.5% wt. and 16.5% wt. hardener. To do this, 1337.0 kg of epoxy-diane resin were collected into the mixer and 264.0 kg of hardener were added to the resin and mixed for 15 minutes until the density of the sealant was equalized to 1067 kg / m 3 . The first separation plug was introduced into the tubing. With the open valve of the annulus, the prepared sealing compound was pumped into the tubing, a second separation plug was introduced into the tubing, and then fresh water was pumped into the tubing in a volume of 1.6 m 3 . We lifted the tubing string to a depth of 438 m. We withstood 90 minutes so that the composition under its own weight plunged into the bottom of the well. They performed a control wash to clean water by pumping fresh water in a volume of 2.4 m 3 along the annulus. The central valve was closed, fresh water was pumped into the annulus with a low-productivity pumping unit in a volume of 0.8 m 3 (cyclically, not exceeding the permissible pressure on the production string). Left the well at the time of the OZS for 96 hours. By lowering the tubing string with washing, we found the “head” of the glass from the resin composition at a depth of 482 m. The tubing was removed, the drilling assembly was lowered and the glass was drilled from the resin. Conducted a study of the tightness of the production casing by pressure testing and lowering the liquid level in the production casing. Studies have shown that the column is airtight.
Пример 4. Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны с технологическим пакером выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. В интервале 1819-1824 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны, принимающая закачиваемую жидкость при падении давления с 90 до 50 атм за 30 мин. Температура пласта в интервале нарушения составляла 40°С. Спустили разбуриваемый пакер-пробку, провели его посадку на глубине 1830 м. Промыли ствол скважины растворителем Интат. Промыли ствол скважины от растворителя, вытесняя его в нефтепровод. Заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Закачали 0,5 м3 моноэтаноламина в скважину, разместили его в эксплуатационной колонне в интервале нарушения и выдержали 120 минут. Спустили в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм на глубину 1829 м. Приготовили в смесительной емкости герметизирующий состав в объеме 0,9 м3 в соотношении эпоксидно-диановая смола 91,0% мас. и 9,0% мас. отвердителя. Для этого набрали в смеситель 891,2 кг эпоксидно-диановой смолы и добавили в смолу 88,0 кг отвердителя и перемешали 15 минут до выравнивания плотности получения герметизирующего состава до величины 1087 кг/м3. Ввели в НКТ первую разделительную пробку. При открытой задвижке на межтрубье закачали приготовленный герметизирующий состав в НКТ, ввели вторую разделительную пробку в НКТ, далее закачали в НКТ пресную воду в объеме 5,6 м3. Подняли колонну НКТ на глубину 1762 м. Выдержали 40 минут, чтобы состав под своим весом погрузился на забой скважины. Произвели контрольную промывку до чистой воды закачиванием пресной воды в объеме 8,0 м3 по межтрубному пространству. Закрыли центральную задвижку, закачали в межтрубное пространство малопроизводительным насосным агрегатом пресную воду в объеме 0,49 м3 (циклически, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну). Оставили скважину на время ОЗС в течение 24 часов. Спуском колонны НКТ с промывкой нащупали «голову» стакана из состава на основе смолы на глубине 1799 м. НКТ извлекли, спустили компоновку для бурения и разбурили стакан из смолы. Провели исследование герметичности эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Исследования показали, что колонна герметична.Example 4. Shut off the well. Interval pressure testing of the production casing with the technological packer revealed the place of violation of the tightness of the production casing. In the interval 1819-1824 m, a leakage of 146 mm production casing was detected, which received the injected liquid when the pressure dropped from 90 to 50 atm in 30 minutes. The temperature of the formation in the disturbance interval was 40 ° C. The drilled packer plug was lowered, it was landed at a depth of 1830 m. The wellbore was washed with Intat solvent. Washed the wellbore from the solvent, forcing it into the oil pipeline. Replaced the entire volume of the well fluid with fresh water. They injected 0.5 m 3 of monoethanolamine into the well, placed it in the production casing in the violation interval and held for 120 minutes. A tubing string with a diameter of 73 mm to a depth of 1829 m was lowered into the well. A sealant was prepared in a mixing tank in a volume of 0.9 m 3 in a ratio of epoxy-diane resin of 91.0% wt. and 9.0% wt. hardener. To do this, 891.2 kg of epoxy-diane resin were collected into the mixer and 88.0 kg of hardener were added to the resin and mixed for 15 minutes until the density of the sealant was equalized to 1087 kg / m 3 . The first separation plug was introduced into the tubing. With an open valve on the annulus, the prepared sealing compound was pumped into the tubing, a second separation plug was inserted into the tubing, then fresh water was pumped into the tubing in a volume of 5.6 m 3 . We lifted the tubing string to a depth of 1762 m. We kept it for 40 minutes so that the composition under its own weight plunged into the bottom of the well. A control washing was performed to clean water by pumping fresh water in a volume of 8.0 m 3 along the annulus. The central valve was closed, fresh water was pumped into the annulus with a low-productivity pumping unit in the amount of 0.49 m 3 (cyclically, not exceeding the permissible pressure on the production string). Left the well at the time of the OZS for 24 hours. By lowering the tubing string with washing, we found the “head” of the glass from the resin composition at a depth of 1799 m. We removed the tubing, lowered the drilling assembly and drilled the resin glass. Conducted a study of the tightness of the production casing by pressure testing and lowering the liquid level in the production casing. Studies have shown that the column is airtight.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны скважины за счет повышения прочности и адгезии камня, получаемого из герметизирующего состава, расширения возможности применения способа на скважинах, осложненных отложениями АСПО.The proposed method allows to increase the efficiency of repair and insulation works when sealing the production casing of the well by increasing the strength and adhesion of the stone obtained from the sealing composition, expanding the possibility of using the method in wells complicated by deposits of paraffin deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141672A RU2669650C1 (en) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Method of production string sealing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017141672A RU2669650C1 (en) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Method of production string sealing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669650C1 true RU2669650C1 (en) | 2018-10-12 |
Family
ID=63862509
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017141672A RU2669650C1 (en) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Method of production string sealing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669650C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
| RU2398092C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
| RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
-
2017
- 2017-11-29 RU RU2017141672A patent/RU2669650C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
| RU2398092C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
| RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5377757A (en) | Low temperature epoxy system for through tubing squeeze in profile modification, remedial cementing, and casing repair | |
| US11015417B2 (en) | Using cement slurries in hydrajetting tools | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2669650C1 (en) | Method of production string sealing | |
| RU2376438C1 (en) | Method of multihole well construction | |
| RU2235852C1 (en) | Method of cement bridge forming in well | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| CN205823208U (en) | A kind of novel returning of oilfield oil well mediates stifled system | |
| RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
| RU2146756C1 (en) | Method for creating cement bridge in well | |
| RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
| RU2492317C1 (en) | Method to increase well productivity | |
| RU2644360C1 (en) | Installation method of cement bridge in well | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2518620C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows | |
| RU2244115C1 (en) | Method of insulating formation water inflow | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2323324C1 (en) | Injection well repair method | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| CN109252850A (en) | The acid fracturing of carbonate formation well is surged method and apparatus | |
| RU2296209C1 (en) | Method for isolation of formation water inflow in well | |
| RU2354804C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well |