RU2588499C1 - Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks - Google Patents
Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588499C1 RU2588499C1 RU2015110778/03A RU2015110778A RU2588499C1 RU 2588499 C1 RU2588499 C1 RU 2588499C1 RU 2015110778/03 A RU2015110778/03 A RU 2015110778/03A RU 2015110778 A RU2015110778 A RU 2015110778A RU 2588499 C1 RU2588499 C1 RU 2588499C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- elimination
- composition
- inter
- ice
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 claims abstract description 7
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 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
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 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
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, в частности к ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the elimination of intercolumn gas occurrences in oil and gas wells, in particular to the elimination of intercolumn gas occurrences in gas wells located in high-permafrost rocks (IMF).
В практике для предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений используют различные герметизирующие составы: буровые растворы, солевые растворы, специальные дисперсии на водной и углеводородной основе. Однако данные составы имеют невысокую эффективность герметизации и непродолжительный период действия в связи с низкой вязкостью, высокой фильтрацией и недостаточной устойчивостью.In practice, to prevent and eliminate intercolumn gas manifestations, various sealing compounds are used: drilling fluids, saline solutions, special dispersions based on water and hydrocarbon. However, these compositions have a low sealing efficiency and a short period of action due to low viscosity, high filtration and insufficient stability.
Известен состав, включающий, мас.%: хлористый кальций - 4,5-10,0; бентонитовая глина - 24,8-26,2; газовый конденсат - 31,4-35,2; сульфанол 0,2-0,8; вода - остальное [А.С. №1130587 СССР, МПК С09К 7/02].A known composition, including, wt.%: Calcium chloride - 4.5-10.0; bentonite clay - 24.8-26.2; gas condensate - 31.4-35.2; sulfanol 0.2-0.8; water - the rest [A.S. No. 1130587 of the USSR, IPC S09K 7/02].
Недостатком состава является невысокая эффективность ликвидации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости применяемой НЗПЖ. Кроме того, он может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.The disadvantage of the composition is the low efficiency of the elimination of intercolumnar gas manifestations due to low viscosity, high filtration and insufficient stability of the applied NZPZH. In addition, it can only be used for the elimination of intercolumn gas occurrences caused by leaks in the threaded connections of the production string. With a leaky cement ring, it is not applicable.
Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 7,5-40,0; газовый конденсат - 1,7-15,0; эмультал 0,6-2,0; карбонат кальция - 2,0-20,0; вода - остальное [Патент №1771507 РФ, МПК Е21В 33/138].A known composition, including, wt.%: Sludge from the production of sulfonate additives to lubricating oils or an additive based on it 7.5-40.0; gas condensate - 1.7-15.0; emulsion 0.6-2.0; calcium carbonate - 2.0-20.0; water - the rest [RF Patent No. 1771507, IPC ЕВВ 33/138].
Недостатком состава является невысокая эффективность герметизации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости. Помимо этого к недостаткам способа следует отнести неспособность дисперсии повышать свои свойства со временем, а именно в процессе ее закачивания в затрубное пространство скважины дисперсия не загустевает и попадает в интервал перфорации, что приводит к кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) или к полному его блокированию. Кроме того, указанный состав может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.The disadvantage of the composition is the low sealing efficiency of annular gas displays due to low viscosity, high filtration and insufficient stability. In addition to the disadvantages of the method include the inability of the dispersion to improve its properties over time, namely, when it is pumped into the annulus of the well, the dispersion does not thicken and falls into the perforation interval, which leads to the mudding of the bottom-hole formation zone (PZP) or to its complete blocking. In addition, this composition may be applicable only in the elimination of intercolumn gas occurrences due to leaks in the threaded connections of the production string. With a leaky cement ring, it is not applicable.
Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам 47,0-52,5; синтетические жирные кислоты - 1,0-1,5; отработанные нефтепродукты - 1,0-2,0; водный раствор хлористого кальция (перенасыщенный, плотностью 1400-1450 кг/м3) - 45,0-50,0 [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].A known composition, including, wt.%: Sludge from the production of sulfonate additives to lubricating oils of 47.0-52.5; synthetic fatty acids - 1.0-1.5; waste oil products - 1.0-2.0; an aqueous solution of calcium chloride (supersaturated, with a density of 1400-1450 kg / m 3 ) - 45.0-50.0 [Patent No. 2144130 of the Russian Federation, IPC ЕВВ 33/138].
Известен состав, включающий, мас.%: сульфат натрия - 10,0-18,0; карбонат натрия - 14,0-18,0; бентонитовая глина 10,0-14,0; вода - остальное [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].A known composition, including, wt.%: Sodium sulfate - 10.0-18.0; sodium carbonate - 14.0-18.0; bentonite clay 10.0-14.0; water - the rest [Patent No. 2144130 of the Russian Federation, IPC Е21В 33/138].
Недостатки этих составов заключаются в недостаточной эффективности герметизации межколонного пространства из-за высокой вязкости и низкой фильтрации, в результате чего, эти составы не всегда достигают интервала межколонных газопроявлений. Кроме того, указанные составы могут быть применимы только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При ликвидации газопроявлений по цементному кольцу ими пользоваться нельзя.The disadvantages of these compositions are the insufficient sealing efficiency of the annular space due to the high viscosity and low filtration, as a result, these compositions do not always reach the interval of annular gas manifestations. In addition, these compositions can be applicable only in the elimination of intercolumn gas occurrences due to leaks in the threaded connections of the production string. When eliminating gas occurrences along a cement ring, they cannot be used.
Задача предлагаемого изобретения заключается в разработке состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП), имеющих оптимальную вязкость для загустевания в порах цементного камня, оптимальный показатель фильтрации для прокачивания через трубы небольшого диаметра и трещины цементного камня.The objective of the invention is to develop a composition for the elimination of annular gas occurrences in gas wells located in highly icy permafrost rocks with optimal viscosity for thickening in the pores of cement stone, an optimal filtration rate for pumping through pipes of small diameter and cracked cement stone.
Техническим результатом заявляемого технического решения является повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной.The technical result of the proposed technical solution is to increase the efficiency of the elimination of annular gas occurrences caused by leaks in the threaded joints of the production string and cement stone behind the production string.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, включает высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), бентонитовую глину, асбестовую крошку, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30, при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 12,0-17,0, бентонитовая глина - 8,0-15,0; - асбестовая крошка - 13,0-20,0, водометанольный раствор - остальное.The task and technical result are achieved by the fact that the composition for the elimination of intercolumnar gas occurrences in a gas well located in high-ice IMF includes high viscosity carboxymethyl cellulose (CMC), bentonite clay, asbestos chips, water-methanol solution taken at a ratio of 70:30, in the following ratio of components , wt.%: CMC - 12.0-17.0, bentonite clay - 8.0-15.0; - asbestos chips - 13.0-20.0, water-methanol solution - the rest.
Сравнительный анализ с аналогами и прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП отличается от известных тем, что в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, содержит бентонитовую глину, для обеспечения вязкости, капсулирования для увеличения прочности глины - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве кольматанта - асбестовую крошку, а в качестве жидкости затворения - водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30. Соотношение в водометанольном растворе (незамерзающей жидкости), используемой в качестве жидкости затворения, а именно вода:метанол 70:30, определено с учетом требований к безопасности состава, в том числе экологической, а также для предотвращения растепления пород в многолетнемерзлой зоне, так как состав применяется именно для высокольдистых ММП. В результате применения заявляемого состава межколонное пространство газовой скважины, содержащее цементный камень не очень хорошего качества, слабо сцементированного, хорошо кольматируется и не пропускает через образовавшуюся глинистую корку газ (в виде газопроявлений).A comparative analysis with analogues and prototype allows us to conclude that the claimed composition for the elimination of intercolumnar gas manifestations in a gas well located in high-ice IMF differs from the known ones in that it contains bentonite clay as reagents that form a condensed solid phase to provide viscosity and encapsulation for clay strength increase - carboxymethyl cellulose (CMC), asbestos chips as colmatant, and water-methanol solution taken at About 70:30. The ratio in a water-methanol solution (non-freezing liquid) used as a mixing liquid, namely water: methanol 70:30, is determined taking into account the safety requirements of the composition, including environmental, as well as to prevent thawing of rocks in the permafrost zone, since the composition It is used specifically for high-ice IMFs. As a result of the application of the claimed composition, the annular space of a gas well containing cement stone of not very good quality, poorly cemented, is well clogged and does not pass gas through the clay cake (in the form of gas manifestations).
Технология приготовления состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, заключается в следующем.The technology for preparing the composition for the elimination of intercolumnar gas manifestations in a gas well located in high-ice permafrost is as follows.
КМЦ смешивают с бентонитовой глиной (для обволакивания, капсулирования, увеличения прочности глины), затворяют на водометанольном растворе, взятом при соотношении 70:30, подогретом с помощью передвижной паронагревательной установки - ППУ (в зимних условиях до температуры 30-40°C), далее добавляют асбестовую крошку (для закупоривания пор в цементном камне). Целесообразно использовать высоковязкий (ВВ) КМЦ, например, марок КМЦ 800-1000.CMC is mixed with bentonite clay (for enveloping, encapsulating, increasing the strength of clay), shut on a water-methanol solution taken at a ratio of 70:30, heated using a mobile steam heating unit - PUF (in winter conditions to a temperature of 30-40 ° C), then add asbestos chips (to clog pores in a cement stone). It is advisable to use highly viscous (BB) CMC, for example, grades KMTS 800-1000.
Готовый состав закачивают в межколонное пространство скважины, создают избыточное давление, не превышающее давление опрессовки башмака колонны (кондуктора), оставляют на технологическую выстойку (не менее 3 суток). После этого снижают давление сбросом (выпуском) газа через факельный отвод.The finished composition is pumped into the annular space of the well, an overpressure is created that does not exceed the pressure of the shoe of the column (conductor), is left on the process curing (at least 3 days). After that, the pressure is reduced by the discharge (discharge) of gas through the flare outlet.
Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством компонентов (Таблица 1). Для измерения реологических характеристик использовали ротационный вискозиметр «OFITE-800».For experimental verification, formulations with different amounts of components were prepared (Table 1). The OFITE-800 rotational viscometer was used to measure the rheological characteristics.
Уменьшение и увеличение концентрации компонентов в составе нецелесообразно, так как при этом он становится не текучим, фильтрационная способность снижается.Reducing and increasing the concentration of components in the composition is impractical, since at the same time it becomes non-fluid, the filtration capacity decreases.
Наилучшими параметрами обладают составы 2, 3, 4, показанные в таблице 1. Данные составы обладают оптимальной плотностью, текучестью и фильтрацией, достаточными для эффективности герметизации межколонных газопроявлений. Возможно закачивание заявляемого состава в межколонное пространство проводить по устройству [2012113781].The best parameters are the compositions 2, 3, 4, shown in table 1. These compositions have the optimal density, fluidity and filtration, sufficient for the effectiveness of sealing intercolumn gas manifestations. It is possible to pump the inventive composition into the annular space by the device [2012113781].
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2588499C1 true RU2588499C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4559149A (en) * | 1982-11-29 | 1985-12-17 | Phillips Petroleum Company | Workover fluid |
| RU2144130C1 (en) * | 1999-04-21 | 2000-01-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of correction of interstring gas manifestations in well |
| RU2208132C1 (en) * | 2002-05-28 | 2003-07-10 | ООО "Баштрансгаз" | Neutral densifying fluid for wells |
| UA64207A (en) * | 2003-03-25 | 2004-02-16 | Branch Company Ukrgazovydobyva | Method for removal of inter-column gas flow in a well |
| RU2012141919A (en) * | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | COMPOSITION FOR BLOCKING BOTTOM ZONE OF A GAS WELL |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4559149A (en) * | 1982-11-29 | 1985-12-17 | Phillips Petroleum Company | Workover fluid |
| RU2144130C1 (en) * | 1999-04-21 | 2000-01-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of correction of interstring gas manifestations in well |
| RU2208132C1 (en) * | 2002-05-28 | 2003-07-10 | ООО "Баштрансгаз" | Neutral densifying fluid for wells |
| UA64207A (en) * | 2003-03-25 | 2004-02-16 | Branch Company Ukrgazovydobyva | Method for removal of inter-column gas flow in a well |
| RU2012141919A (en) * | 2012-10-01 | 2014-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | COMPOSITION FOR BLOCKING BOTTOM ZONE OF A GAS WELL |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2614825C2 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| CN102492412B (en) | Fracturing prepad fluid | |
| EA201000794A1 (en) | METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND WELLS USING VARIABLE ADDITIVES | |
| NO343303B1 (en) | Gravel packing fluid and method for gravel packing in a well | |
| EA023265B1 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
| DK2892974T3 (en) | APPLICATION OF THERMO-THICKENING POLYMERS IN THE GAS AND OIL FIELD INDUSTRY | |
| EA017431B1 (en) | Provision of viscous compositions below ground | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| CN109996930A (en) | The method of processing well bottom chronostratigraphic zone | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| US10457856B2 (en) | Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid | |
| CN105985758A (en) | A plugging agent, drilling fluid containing the plugging agent, preparation method and application thereof | |
| CN104403655B (en) | A kind of fracturing fluid for oil field and preparation method thereof | |
| RU2588499C1 (en) | Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks | |
| RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
| RU2482152C1 (en) | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
| RU2314331C1 (en) | Solid phase-free well killing fluid | |
| CA3080956A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations | |
| US20200248062A1 (en) | Methods for Wellbore Strengthening | |
| RU2139410C1 (en) | Method for isolation of absorption zone in wells | |
| SU1587173A1 (en) | Viscoelastic material of combined action with variable properties |