RU2017935C1

RU2017935C1 - Method for elimination of gas cross-flows between strings

Info

Publication number: RU2017935C1
Authority: RU
Inventors: Н.А. Мрочко; И.Г. Зезекало; Л.Ф. Сотула; Н.В. Зубко
Original assignee: Украинский научно-исследовательский институт природных газов
Priority date: 1990-06-18
Filing date: 1990-06-18
Publication date: 1994-08-15

Abstract

FIELD: maintenance of oil and gas wells. SUBSTANCE: method includes well heating, injection of saturated aqueous solution of mineral salt heated up to well temperature. Prior to injecting the aqueous solution, the well is heated to temperature. Prior to injecting the aqueous solution, the well is heated to temperature 15-30 C higher than that of enclosing rocks. Mineral salt is used in form of salt whose solubility reduces with temperature drop, e.g., ammonium chloride. EFFECT: higher efficiency. 2 cl

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, преимущественно для ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах на подземных хранилищах газа и газовых месторождениях. The invention relates to the gas industry, mainly for the elimination of annular gas flows in wells in underground gas storages and gas fields.

Известен способ ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства тампонированием под давлением, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину на 5-10 м выше верхних перфорированных отверстий или дефекта в колонне и через них под давлением нагнетают тампонажный раствор. Оставшиеся излишки тампонажного раствора вымывают из скважин. Цементный стакан, образовавшийся ниже НКТ, после отвердения разбуривают [1]. A known method of eliminating leaks in casing strings and annular space by plugging under pressure, including the descent of tubing into a well 5-10 m above the upper perforated holes or a defect in the string and grouting is pumped through them under pressure. The remaining excess cement slurry is washed out of the wells. A cement cup formed below the tubing is drilled after hardening [1].

Известен также способ тампонирования под давлением, включающий прокачку тампонирующей смеси по затрубному пространству с остановками. Согласно данному способу, эксплуатационную колонну сначала опрессовывают водой на герметичность и фиксируют снижение давления в течение контрольного времени, затем при открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя из них воду. В качестве тампонажного материала используют гелеобразующие полимерные материалы. Затем, закрыв задвижку на затрубном пространстве, продолжают закачку продавочной жидкости в НКТ, доводя давление в затрубном пространстве до давления опрессовки колонны. После чего останавливают закачку продавочной жидкости, выдержав давление в скважине в течение контрольного времени, фиксируют его снижение. Если результаты опрессовки не отличаются от ранее полученных данных, то уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать продавочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки вышележащего интервала колонны. There is also known a method of plugging under pressure, including pumping the plugging mixture through the annulus with stops. According to this method, the production casing is first pressurized with water for tightness and the pressure drop is recorded during the control time, then, with the annulus open, the plugging solution is pumped into the tubing, displacing water from them. As the grouting material, gel-forming polymeric materials are used. Then, having closed the valve in the annulus, pumping fluid is continued to be pumped into the tubing, bringing the pressure in the annulus to the pressure of the pressure testing of the column. Then stop the injection of squeezing fluid, having withstood the pressure in the well during the control time, record its decrease. If the results of the crimping do not differ from the previously obtained data, then reducing the pressure in the annulus to atmospheric and continuing to pump the squeezing fluid into the tubing, move the grouting mixture through the annulus to crimp the overlying interval of the column.

Поинтервальную опрессовку колонны тампонажным составом производят до тех пор, пока резкое уменьшение перепада давления не укажет на закупорку поврежденной колонны. Затем вымывают излишки тампонажного состава из скважины и выдерживают ее под давлением до истечения срока ОЗЦ [2]. Interval pressure testing of the column with cement slurry is carried out until a sharp decrease in pressure drop indicates clogging of the damaged column. Then wash the excess grouting composition from the well and maintain it under pressure until the expiration of the OZZ [2].

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ селективной закупорки пор пласта растворами антрацена, нафталина и парафина. Перед закачкой этих растворов в пласт его предварительно нагревают горячей нефтью или растворителем, а затем нагнетают указанные растворы в пласт и при смешивании их с минерализованной водой в порах пласта образуются нерастворимые осадки, которыми они закупориваются, частичная же закупорка пор происходит и за счет снижения температуры раствора до пластовой [3]. Closest to the proposed method is a method of selective plugging of pores of the formation with solutions of anthracene, naphthalene and paraffin. Before these solutions are injected into the formation, it is preheated with hot oil or a solvent, and then these solutions are injected into the formation and, when mixed with mineralized water, insoluble sediments are formed in the pores of the formation with which they become clogged, and partial blockage of pores also occurs due to a decrease in solution temperature to reservoir [3].

Недостатком способа является незначительная глубина проникновения закупоривающих составов в поровое пространство пластов, заполненных минерализованной водой, что снижает эффективность способа. The disadvantage of this method is the small penetration depth of the clogging compositions into the pore space of the formations filled with mineralized water, which reduces the efficiency of the method.

Целью изобретения является повышение герметизации затрубного пространства за счет увеличения глубины проникновения закупоривающих составов в газопроводящие каналы. The aim of the invention is to increase the sealing of the annulus by increasing the depth of penetration of the clogging compositions in the gas ducts.

Для этого в известном способе ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего состава, скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30^оС выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры скважины насыщенный водный раствор соли, растворимость которой в воде снижается при уменьшении температуры, например хлористый аммоний.For this purpose, in the known method elimination intercolumned gas flows in the wells by pumping into the annulus sealing composition wellbore before pumping the sealing composition is heated to 15-30 ° C above ^the temperature of the rock and pumping the sealing composition after the well is cooled to the initial temperature, while in As a corking composition, a saturated aqueous solution of salt heated to the temperature of the well is used, the solubility of which in water decreases with decreasing temperature, n example ammonium chloride.

П р и м е р 1. Осуществление способа в лабораторных условиях;
Лабораторные установки представляют собой стеклянные цилиндры высотой 1500 мм, которые заполняют цементным раствором, а по центру цилиндра натягивают проволочную струну различного диаметра для создания канала в цементном камне. При отверждении камня струну двигают вверх-вниз, а после отверждения ее извлекают и получают цементный цилиндр с продольным каналом. После подготовки образцов их оставляют на несколько суток в лаборатории при температуре окружающей среды 20±2^оС. Затем заготавливают насыщенные растворы хлористого аммония, при температуре воды затворения 30, 45, 50, 55, 60^оС. Температура образцов цементного камня постоянная 20±2^оС. Затем в каналы нагнетают соленасыщенные растворы и следят за скоростью закупорки каналов кристаллами соли.PRI me R 1. The implementation of the method in laboratory conditions;
Laboratory installations are glass cylinders with a height of 1,500 mm, which are filled with cement mortar, and a wire string of various diameters is pulled in the center of the cylinder to create a channel in the cement stone. When curing the stone, the string is moved up and down, and after curing it is removed and a cement cylinder with a longitudinal channel is obtained. After preparation of the samples left for several days in the laboratory at ambient temperature of 20 ± 2 ° ^C. The harvest was then saturated solutions of ammonium chloride, at a temperature of mixing water of 30, 45, 50, 55, 60 ^C. The temperature of the samples of cement stone constant ± 20 2 ^C. Next, salt-solutions pumped channels and monitor the speed plugging channels salt crystals.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице. The results of laboratory tests are shown in the table.

Из данных таблицы следует, что при прочих равных условиях скорость закупорки зависит от диаметров каналов и разности температур цементного камня и соленасыщенного раствора, причем, чем меньше диаметр канала и большая разность температур в системе цементный камень-соленасыщенный раствор, тем быстрее происходит его закупорка. При диаметре каналов более 3 мм их закупорка сильно замедляется. Образцы с закупоренными каналами сохраняют как при комнатной, так и при повышенных температурах (до 60^оС). Проверка показала, что независимо от температуры хранения образцов герметичность закупорки каналов не изменяется. Глубина же закупорки каналов солью колеблется от 30 до 90% их длины. Помимо NH₄Cl для закупорки каналов используют соли: KNO₃, MgSO₄, NaNO₃, Na₂SO₄ и др. Все вышеупомянутые соли в лабораторных условиях дают примерно такие же результаты, как NH₄Cl.From the data in the table it follows that, ceteris paribus, the clogging speed depends on the diameters of the channels and the temperature difference between the cement stone and the salt-saturated solution, and the smaller the channel diameter and the large temperature difference in the cement-saline-cement system, the faster it becomes clogged. When the diameter of the channels is more than 3 mm, their blockage greatly slows down. Samples clogged channels stored both at room and at elevated temperatures (60 ° ^C). The verification showed that regardless of the storage temperature of the samples, the tightness of the channel blockage does not change. The depth of the channel blockage with salt varies from 30 to 90% of their length. In addition to NH ₄ Cl, salts are used for blocking channels: KNO ₃ , MgSO ₄ , NaNO ₃ , Na ₂ SO _4, and others. All of the above salts in laboratory conditions give approximately the same results as NH ₄ Cl.

П р и м е р 2. Осуществление способа на скважине 140 Солоховского подземного хранилища газа. PRI me R 2. The implementation of the method at well 140 of the Solokhov underground gas storage.

Геолого-техническая характеристика скважины. Geological and technical characteristics of the well.

Диаметр и глубина спуска
эксплуатационной колонны 168 мм/925 м
Высота подъема цементного
раствора за эксплуатационной колонной До устья
Интервал перфорации
эксплуатационной колонны 868-873 м
Диаметр и глубина спуска НКТ 89 мм/862 м
Оборудование лифтовой
колонны: 906-873 м Отстойник 873-867 м Фильтр 867-862 м Пакер с перфорированной подпакерной трубкой, выше трубы диаметром 89 мм; величина межколонного давления 0,9 МПа;
Динамическая устьевая температура 25^оС
Забойная температура 28^оС
Давление в трубах 7,5 МПа
Давление в затрубном пространстве 9,1 МПа
Работы по ликвидации межколонных давлений проводят в следующей последовательности. Стравливают межколонное давление до нуля и определяют скорость восстановления межколонного давления. После чего открывают кран на заколонном пространстве и в кольцевой зазор между НКТ и в эксплуатационную колонну закачивают 1,0 м³ воды, подогретой до 60^оС, а затем 1,0 м³ насыщенного раствора хлористого аммония при той же температуре. Прокачку раствора хлористого аммония по кольцевому пространству проводят при закрытом трубном пространстве с 15-минутными остановками. По окончании этой операции остаточную воду и раствор хлористого аммония выбрасывают на амбар и закрывают кран на заколонном пространстве для замера межколонного давления. Проведенными исследованиями доказано, что каналы в заколонном пространстве были закупорены, так как давление в заколонном пространстве снизилась до нуля и в течение 8 мес, после проведения операции не повышалось.Diameter and depth of descent
production casing 168 mm / 925 m
Cement Lift Height
solution behind production casing To the mouth
Perforation interval
production casing 868-873 m
Diameter and depth of descent of tubing 89 mm / 862 m
Elevator equipment
columns: 906-873 m Sump 873-867 m Filter 867-862 m Packer with perforated sub-packer tube, above the pipe with a diameter of 89 mm; the annular pressure of 0.9 MPa;
Dynamic wellhead temperature 25 ^о С
Downhole temperature 28 ^о С
Pipe Pressure 7.5 MPa
Annulus pressure 9.1 MPa
Work to eliminate annular pressure is carried out in the following sequence. Pull the annular pressure to zero and determine the rate of recovery of annular pressure. Then open the valve on the annulus and into the annulus between the tubing and injected into the production tubing of 1.0 m ³ of water, heated to ⁶⁰ ° C, and then 1.0 m ³ of a saturated solution of ammonium chloride at the same temperature. Ammonium chloride solution is pumped through the annular space with a closed tube space with 15-minute stops. At the end of this operation, the residual water and the solution of ammonium chloride are thrown onto the barn and the tap in the annular space is closed to measure the annular pressure. The studies proved that the channels in the annular space were blocked, since the pressure in the annular space decreased to zero and within 8 months, after the operation did not increase.

Claims

1. METHOD OF ELIMINATING INTER-COLUMN GAS FLOWS in wells by pumping a plugging composition into the annulus, characterized in that, in order to increase the sealing of the annulus by increasing the depth of penetration of the plugging compounds into the gas channels, the well is heated by 15-30 ^o before pumping the plugging composition ^. C is higher than the temperature of the rocks, and after pumping the plugging composition, the well is cooled to the initial temperature, while as a plugging composition wa is used heated to temperatures well nasyshenny heated aqueous salt solution, wherein the water solubility decreases with decreasing temperature.

2. The method according to claim 1, characterized in that the salt used is ammonium chloride.