Study and Field Application of New Agent for Casing Repair in High Temperature and High Salinity Reservoir

Review of studies on plugging compositions creation with controlled rheological properties and the ability to restore fluidity for completion, workover and abandonment of oil and gas wells

“…В работе [36] исследовался продуктивный пласт Таримского нефтегазоносного бассейна в Китае, который характеризуется серьезной неоднородностью и сложной тектоникой. Он высокотемпературен (150 °C), пластовая вода сильно минерализована (240000 мг/л).…”

“…Синтезированный закупоривающий агент по своей основе состоял из термостойкого и солеустойчивого соединения, активного наполнителя и волоконно-гелевого элемента. В процентном соотношении в состав закупоривающего агента «LTTD» [36] входили: гелевая основа (40-50%), суспензированный материал (10-15%), наполнитель (5-10%), армирующий агент (10-15%), упрочняющий агент (5-10%), поддерживающий структуру материал (10-15%), прочие добавки (5-10%).…”

“…По данным лабораторных и полевых исследований [36] новый закупоривающий агент имеет время загустевания более 480 минут, способен выдерживать давление более 35 МПа, обладает термостойкостью при 180 °C и невосприимчив к солености более 270 г/л. На основе механизма химического закупоривания разработанная рецептура высокопрочного тампонажного состава помогла решить многие возникшие на месторождении проблемы.…”