RU2081296C1 - Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells - Google Patents
Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2081296C1 RU2081296C1 RU95114506A RU95114506A RU2081296C1 RU 2081296 C1 RU2081296 C1 RU 2081296C1 RU 95114506 A RU95114506 A RU 95114506A RU 95114506 A RU95114506 A RU 95114506A RU 2081296 C1 RU2081296 C1 RU 2081296C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing string
- pipe
- zone
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при строительстве и подземном ремонте газовых скважин, призабойная зона которых в интервале вскрытого продуктивного пласта сложена слабосцементированными коллекторами (в основном песчаниками). The invention relates to the mining industry and can be used in the construction and underground repair of gas wells, the bottom-hole zone of which in the interval of the discovered reservoir is composed of weakly cemented reservoirs (mainly sandstones).
Известны способы укрепления призабойных зон пескопроявляющих скважин с помощью закачки в поровое пространство жидких закрепляющих составов, например органических смол, полимерных составов и т.д. Для проведения подобного процесса в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. После установки пакера в колонну НКТ последовательно закачивают расчетные порции жидкости для предварительной обработки пласта, закрепляющего состава, а затем вытесняющий и продавочный жидкостей [1] Зерна породы в призабойной зоне при этом оказываются склеенными друг с другом, а излишний объем закрепляющего состава вытесняется вглубь призабойной зоны. Known methods for strengthening bottom-hole zones of sand-producing wells by injection into the pore space of liquid fixing compositions, for example organic resins, polymer compositions, etc. To carry out such a process, a tubing string (tubing) with a packer is lowered into the well. After installing the packer in the tubing string, the calculated portions of fluid are pre-pumped to pre-treat the formation, the fixing composition, and then the displacing and squeezing fluids [1] The grain in the bottomhole zone is glued to each other, and the excess volume of the fixing composition is displaced deep into the bottomhole zone .
Недостатками данного способа являются низкая прочность и проницаемость закрепленной части призабойной зоны, высокая трудоемкость процесса, частые неудачи в проведении процесса из-за загрязнения химреагентов и вытеснения закрепляющего состава не в то место слабосцементированного пласта, куда нужно. The disadvantages of this method are the low strength and permeability of the fixed part of the bottomhole zone, the high complexity of the process, frequent failures in the process due to contamination of chemicals and displacement of the fixing composition to the wrong place of the weakly cemented formation.
Наиболее близким к предложенному является способ укрепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа [2] включающий следующие последовательно выполняемые операции: удаление песчаной пробки, промывку скважины и спуск в нее колонны НКТ с пакером. После установки пакера скважину осваивают и пускают ее в эксплуатацию до прекращения выноса на устье жидкой фазы. В колонну НКТ заканчивают расчетную порцию закрепляющего состава, который продавливают в пласт с помощью углеводородной жидкости (дизельного топлива или газового конденсата). После выдержки во времени для затвердевания закрепляющего в пласт заканчивают газ, что способствует повышению прочности закрепляющего состава и упрощает процесс повторного освоения скважины. Closest to the proposed one is a method of strengthening loose sand in underground gas storages [2], which includes the following sequentially performed operations: removing a sand plug, flushing a well, and lowering a tubing string with a packer into it. After installing the packer, the well is mastered and put into operation until the end of the removal at the mouth of the liquid phase. The calculated portion of the fixing composition is completed into the tubing string, which is pressed into the formation using hydrocarbon fluid (diesel fuel or gas condensate). After holding in time for the curing of the curing agent into the formation, the gas is completed, which helps to increase the strength of the curing composition and simplifies the process of re-development of the well.
Однако известный способ имеет ряд недостатков. Для продавки углеводородной жидкости газом требуются мощные компрессоры, т.к. давление в линии промысловой газораспределительной станции для этой цели недостаточно. Вязкость продавочной жидкости в пластовых условиях должна быть такой же, как и вязкость закрепляющего состава в тех же условиях. При значительной мощности обрабатываемого интервала или при нарушении структуры пласта трудно получить однородное распределение закрепляющего состава в пласте, что ведет к неудачному результату. Кроме того, закачка закрепляющего состава в пласт на значительную глубину резко ухудшает его проницаемость. However, the known method has several disadvantages. Powerful compressors are required to sell hydrocarbon fluids by gas, as the pressure in the line of the gas distribution station is not enough for this purpose. The viscosity of the squeezing fluid under reservoir conditions should be the same as the viscosity of the fixing composition under the same conditions. With a significant power of the treated interval or in violation of the structure of the formation, it is difficult to obtain a uniform distribution of the fixing composition in the formation, which leads to an unsuccessful result. In addition, the injection of the fixing composition into the formation to a considerable depth sharply worsens its permeability.
Известно устройство для поинтервального нанесения на стенки скважин жидкого тампонажного вещества [3] которое состоит из узлов нагнетания тампонажного раствора, его перемещения в интервале изоляции, изоляция интервала тампонирования от соседних интервалов, ликвидации застойных зон выше и ниже интервала тампонирования. Известное устройство связано с нижним концом колонны НКТ, по которой с помощью насосного агрегата нагнетается тампонажное вещество. К недостаткам известного устройства следует отнести его сложность и низкую эффективность при обработке предварительно расширенной призабойной зоны скважины, заполненной жидкостью. A device is known for the interval application to the walls of wells of liquid cement [3] which consists of injection units of the cement slurry, its movement in the isolation interval, isolation of the plugging interval from adjacent intervals, elimination of stagnant zones above and below the plugging interval. The known device is connected with the lower end of the tubing string, through which cementing material is pumped using a pumping unit. The disadvantages of the known device include its complexity and low efficiency in the processing of pre-expanded bottomhole zone of a well filled with liquid.
Наиболее близким к предложенному техническому решению является устройство для нанесения на стенки скважины жидкого тампонажного вещества [4] Известное устройство содержит соединенный с нижним концом колонны НКТ цилиндрический контейнер с днищем, в котором выполнены наклонные каналы. К днищу прикреплен разбрызгиватель в виде свободно вращающегося ребристого диска. С контейнером связаны верхний и нижний клапаны, включающие корпуса и седла, перекрываемые запорным органом. Контейнер имеет боковые окна, через которые жидкое тампонажное вещество в виде мелких брызг попадает на стенки скважины. Однако известному устройству присущи недостатки, главным из которых являются трудность его использования в газовой скважине, находящейся под давлением. Спуск и последующий подъем известного устройства технически сложны и требуют использования специального противовыбросового оборудования. Кроме того, наличие давления в скважине потребует использования мощных компрессоров, т.к. давление в контейнере обеспечивается закачкой с устья сжатого воздуха. Известное устройство предназначено для работы в сухой скважине, где давление отсутствует. Closest to the proposed technical solution is a device for applying to the well walls a liquid cement substance [4]. The known device comprises a cylindrical container with a bottom connected to the lower end of the tubing string, in which inclined channels are made. A sprinkler in the form of a freely rotating ribbed disk is attached to the bottom. The upper and lower valves are connected to the container, including bodies and seats, which are blocked by a locking element. The container has side windows through which liquid grouting substance in the form of small splashes enters the well walls. However, the known device has inherent disadvantages, the main of which is the difficulty of its use in a gas well under pressure. The descent and subsequent rise of the known device are technically difficult and require the use of special blowout control equipment. In addition, the presence of pressure in the well will require the use of powerful compressors, as the pressure in the container is provided by injection from the mouth of the compressed air. The known device is designed to work in a dry well, where there is no pressure.
Целью изобретения является повышение эффективности процесса укрепления призабойной зоны газовой скважины, упрощение проведения самого процесса, а также исключение применения сложной наземной техники. The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of strengthening the bottom-hole zone of a gas well, simplifying the process itself, and also eliminating the use of complex ground equipment.
Поставленная задача достигается тем, что после разрушения песчаной пробки скважину расширяют, промывают, поднимают бурильный инструмент, спускают в скважину колонну НКТ оборудованную в нижней части пакером и размещенными под ним патрубком со сквозными радиальными каналами и кольцевым сужением в осевом канале, а также двумя клапанами, которые могут быть последовательно перекрыты сбрасываемым в колонну НКТ шаровым запорным органом, после чего обвязывают устье скважины, устанавливают фонтанную арматуру, затем в скважину нагнетают порцию электроактивированной воды, а освоение начинают после 3-4 ч выдержки этой порции в призабойной зоне, после чего скважину пускают в эксплуатацию по колонне НКТ с расчетным дебитом, затем скважину останавливают, отмечают величину установившегося устьевого давления, сбрасывают в колонну НКТ шаровой запорный орган, после чего заканчивают в нее порцию закрепляющего состава и скважину оставляют в покое на время перетока закрепляющего состава в нижнюю часть колонны НКТ, затем пускают разделительную пробку, которую продавливают жидкостью с помощью насосного агрегата до ее посадки в кольцевом сужении патрубка, причем в качестве закачиваемого в скважину газа используют газ, находящийся в колонне НКТ, при этом его выдавливают из последней в заколонное пространство НКТ с помощью разделительной пробки, а после восстановления в заколонном пространстве НКТ устьевого давления до величины ранее отмеченного скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству НКТ с дебитом, равным 0,2 0,4 от расчетного, до окончания срока затвердевания закрепляющего состава, затем скважину пакеруют, а разделительную пробку и шаровой запорный орган выдавливают из колонны НКТ на забой. The task is achieved in that after the destruction of the sand plug, the well is expanded, washed, the drilling tool is raised, the tubing string equipped in the lower part with a packer and a pipe placed under it with through radial channels and an annular narrowing in the axial channel, as well as two valves, is lowered into the well which can be sequentially blocked by a spherical locking element discharged into the tubing string, after which the wellhead is tied up, fountain fittings are installed, then portions are injected into the well electroactivated water, and development begins after 3-4 hours of soaking this portion in the bottomhole zone, after which the well is put into operation using a tubing string with a calculated flow rate, then the well is stopped, the value of steady wellhead pressure is noted, a ball shut-off element is thrown into the tubing string, after whereupon a portion of the fixing composition is completed in it and the well is left alone for the time of the flow of the fixing composition into the lower part of the tubing string, then a separation plug is inserted, which is forced through by by pumping the pump unit before it is seated in the annular narrowing of the nozzle, moreover, the gas in the tubing string is used as the gas injected into the well, while it is squeezed out of the latter into the annular space of the tubing using a separation plug, and after restoration of the wellhead pressure in the annular space of the tubing up to the value of the previously noted, the well is put into operation in the annular space of the tubing with a flow rate equal to 0.2 0.4 from the calculated one, before the end of the hardening period of the fixing composition, then the well is packaged cosiness and separating the plug and ball valve pushed out of the tubing to the bottom hole.
В предложенном устройстве поставленная задача достигается тем, что соединенный с нижним концом колонны НКТ патрубок с осевым каналом размещен межу имеющими корпуса и седла клапанами, перекрываемыми запорным органом, причем осевой канал патрубка выполнен со ступенчатой внутренней поверхностью и с кольцевым сужением в верхней части, а в средней части патрубка на нескольких уровнях по его длине имеются сквозные радиальные каналы, внутри которых установлены сопла и турбулизаторы потока в виде спирально изогнутых пластин, причем корпус клапана представляет собой полый цилиндр со ступенчатой внутренней поверхностью и с внутренней кольцевой проточкой, а седло - разрезную цангу с перьями, при этом цанга имеет возможность осевого перемещения относительно корпуса и в своем крайнем верхнем положении связана с корпусом с помощью срезных элементов, причем усилие их среза в нижнем клапане превращает усилие среза в верхнем. При этом в крайнем нижнем положении цанги ее перья располагают во внутренней кольцевой проточке корпуса, а запорный орган выполнен в виде шара, который сбрасывается с устья и имеет возможность последовательного взаимодействия с седлами верхнего и нижнего клапанов, причем наружный диаметр шара меньше внутреннего диаметра кольцевого сужения канала патрубка, при этом ось закручивания пластины совпадает с осью сквозного радиального канала, а оси сопел составляют с осью патрубка прямой или острый угол, причем сопла установлены в сквозных радиальных каналах с наружной стороны патрубка, а турбулизаторы между соплами и осевым каналом патрубка, при этом оси сквозных радиальных каналов каждого уровня смещены с горизонтальной плоскости относительно соответствующих осей каналов смежных с ним уровней. In the proposed device, the task is achieved by the fact that the pipe connected to the lower end of the tubing string with an axial channel is placed between the valves having bodies and seats, overlapped by a shut-off element, and the pipe axial channel is made with a stepped inner surface and with an annular narrowing in the upper part, and the middle part of the pipe at several levels along its length there are through radial channels, inside of which nozzles and flow turbulators are installed in the form of spirally curved plates, and the pan is a hollow cylinder with a stepped inner surface and with an inner annular groove, and the saddle is a split collet with feathers, while the collet has the possibility of axial movement relative to the housing and in its highest position is connected with the housing using shear elements, and the shear force in the lower valve converts the shear force in the upper. At the same time, in the lowermost position of the collet, its feathers are located in the inner annular groove of the housing, and the locking body is made in the form of a ball that is discharged from the mouth and has the possibility of sequential interaction with the seats of the upper and lower valves, and the outer diameter of the ball is smaller than the inner diameter of the annular narrowing of the channel nozzle, while the axis of twisting of the plate coincides with the axis of the through radial channel, and the axis of the nozzles make a straight or acute angle with the axis of the nozzle, and the nozzles are installed in through p dially channels outer pipe side, and between the baffle and the axial nozzle tube duct, the axis through the radial channels of each layer are shifted with respect to the horizontal plane the respective axes of the adjacent channels levels.
Таким образом, предложенные технические решения соответствуют критерию "новизна". Thus, the proposed technical solutions meet the criterion of "novelty."
Сравнительный анализ предложенных технических решений, проведенный по патентной и технической литературе, не только с прототипами, но и с другими известными техническими решениями в данной области техники и технологии, не выявил в них признаки, отличающие предложенные технические решения от прототипов, что позволяет сделать вывод о их соответствии критерию "изобретательский уровень". A comparative analysis of the proposed technical solutions, carried out according to the patent and technical literature, not only with prototypes, but also with other well-known technical solutions in the field of engineering and technology, did not reveal signs that distinguish the proposed technical solutions from prototypes, which allows us to conclude their compliance with the criterion of "inventive step".
На фиг.1 показано предлагаемое устройство, общий вид; на фиг.2 - размещение в скважине подземного оборудования. Figure 1 shows the proposed device, a General view; figure 2 - placement in the well of underground equipment.
Предложенное устройство состоит из патрубка 1, в средней части которого имеются сквозные радиальные каналы 2. С наружной стороны патрубка 1 в каналах 2 размещены сопла 3. Внутри каналов 2 установлены турбулизаторы (не показаны), которые имеют вид спирально изогнутых в осевом направлении пластин. Ось закручивания пластины совпадает с осью радиального канала 2. Сквозные радиальные каналы 2 выполнены в патрубке 1 на нескольких уровнях 4. Последние представляют собой несколько каналов 2, равномерно размещенных по окружности в одной горизонтальной плоскости (относительно вертикальной оси патрубка 1). Оси каналов 2 смежных уровней 4 смещены относительно друг друга в горизонтальной плоскости для более полного перекрытия струями закрепляющего состава обрабатываемой поверхности. С этой же целью, учитывая, что длина патрубка 1 меньше длины обрабатываемого интервала скважины, оси сопел 3 могут составлять с осью патрубка 1 прямой или острый угол. Оси сопел 3 верхнего уровня 4 составляют с осью патрубка 1 прямой угол, а оси сопел 3 нижерасположенных уровней 4 острый (см. фиг.2). The proposed device consists of a pipe 1, in the middle part of which there are through radial channels 2. On the outside of the pipe 1, nozzles 3 are placed in the channels 2. Inside the channels 2 turbulators (not shown) are installed, which look like plates that are spirally bent in the axial direction. The axis of twisting of the plate coincides with the axis of the radial channel 2. Through radial channels 2 are made in the pipe 1 at several levels 4. The latter are several channels 2, evenly spaced around the circumference in one horizontal plane (relative to the vertical axis of the pipe 1). The axis of the channels 2 of adjacent levels 4 are offset relative to each other in the horizontal plane for more complete overlapping by jets of the fixing composition of the treated surface. For the same purpose, given that the length of the pipe 1 is less than the length of the processed interval of the well, the axis of the nozzles 3 can be a straight or acute angle with the axis of the pipe 1. The axis of the nozzles 3 of the upper level 4 is a right angle with the axis of the nozzle 1, and the axis of the nozzles 3 of the lower levels 4 is sharp (see figure 2).
Патрубок 1 имеет осевой канал 5 со ступенчатой внутренней поверхностью. Сверху и снизу к патрубку 1 присоединены корпуса верхнего 6 и нижнего 7 клапанов. Внутри клапанов 6 и 7 в крайнем верхнем положении установлены седла 8 и 9, связанные с их корпусами с помощью срезных элементов 10 и 11. Седла 8 и 9 выполнены в виде разрезных цанг с перьями. Корпуса клапанов 6 и 7 имеют форму полого цилиндра со ступенчатой внутренней поверхностью и с кольцевой внутренней проточкой. В этой проточке в крайнем нижнем положении цанги относительно корпуса размещаются ее перья. Элементы 11 имеют усилие среза выше, чем элементы 10. Седла 8 и 9 последовательно перекрываются с помощью сбрасываемого с устья шарового запорного органа 12. Клапаны 6 и 7 вместе с патрубком 1 присоединены к нижнему концу колонны НКТ 13, которая спущена в эксплуатационную колонну 14, перекрывающую разрез скважины над призабойной зоной 15. Внутри колонны НКТ 13 может перемещаться упругая разделительная пробка. В осевом канале 5 патрубка 1, выше радиальных каналов 2, выполнено кольцевое сужение 16, через которое свободно проходит шаровой запорный орган 12 и со значительным усилием упругая разделительная пробка. Над клапаном 6 на колонне НКТ 13 установлено подземное оборудование, в т.ч. гидравлический пакер 17 с якорем, разъединитель колонны 18,посадочный ниппель 19, циркуляционный механический клапан 20, ингибиторный клапан 21, установленный в скважинной камере, телескопическое соединение 22 и т.д. The pipe 1 has an axial channel 5 with a stepped inner surface. Top and bottom to the pipe 1 connected to the
Предложенный способ осуществляется следующим образом. После удаления песчаной пробки призабойную зону 15 в интервале вскрытого газового пласта расширяют. Ствол скважины тщательно промывают. Поднимают бурильный инструмент и в скважину спускают колонну НКТ 13, нижний конец которой предварительно оборудуют двумя клапанами 6 и 7, между которыми размещен патрубок 1. Выше клапана 6 колонна НКТ 13 оборудована гидравлическим пакером 17 и другим необходимым подземным оборудованием. Патрубок 1 устанавливают в скважине таким образом, чтобы каналы 2 верхнего уровня 4 разместились на уровне верхней части призабойной зоны 15. Устье скважины после спуска колонны НКТ 13 обвязывают, устанавливают фонтанную арматуру, оборудуют заливочной головкой с размещенной в ней упругой разделительной пробкой и приспособлением для сброса шарового запорного органа 12 в колонну НКТ 13. The proposed method is as follows. After removal of the sand plug, the
После этого скважину вновь тщательно промывают водой, а затем, если призабойная зона 15 в интервале вскрытого газового пласта в значительной степени загрязнена кольматирующим материалом, в нее задавливают расчетную порцию электроактивированной воды. Для этого на байпасе нагнетательной линии насосного агрегата устанавливают специальный электролизер. Объем задавливаемой электроактивированной воды должен быть равен объему порового пространства призабойной зоны 15 в радиусе 1,5-2,0 м. Электроактивированная вода, проникая в поры продуктивного газового пласта, взаимодействует с кольматирующим материалом и способствует его разрыхлению и последующему вымыву. После 3-4 ч выдержки скважину осваивают и пускают в эксплуатацию по колонне НКТ 13. Продувка скважины проводят до полной очистки призабойной зоны 15, т. е. до прекращения выноса на устье жидкой фазы при расчетном эксплуатационной дебите. Затем скважину останавливают и отмечают установившуюся величину устьевого давления. After this, the well is again thoroughly washed with water, and then, if the bottom-
В колонну НКТ 13 сбрасывают шаровой запорный орган 12, который размещается на седле 8 верхнего клапана 6, перекрывая тем самым колонну НКТ 13. С помощью насосного агрегата в последнюю закачивают порцию закрепляющего состава, выжидают пока он не перетечет в нижнюю часть колонны НКТ 13, после чего в нее пускают упругую разделительную пробку. A ball locking element 12 is discharged into the
В качестве закрепляющего состава могут быть использованы различные маловязкие растворы (эмульсии) пленкообразующих веществ в водной или углеводородной среде. Время полного затвердевания закрепляющего состава в пластовых условиях должно быть достаточно коротким и не превышать 20-24 ч. Закрепляющий состав должен обладать высокой адгезией по отношению к поверхности стенок призабойной зоны 15. Объем порции закрепляющего состава определяют расчетным путем, исходя из длины обрабатываемого интервала, глубины пропитки стенок призабойной зоны 15, величины пористости газового пласта и т.д. As the fixing composition, various low-viscosity solutions (emulsions) of film-forming substances in an aqueous or hydrocarbon medium can be used. The time of complete hardening of the fixing composition in reservoir conditions should be sufficiently short and not exceeding 20-24 hours. The fixing composition should have high adhesion with respect to the surface of the walls of the
Продавку разделительной пробки осуществляют водой или другой жидкостью с помощью насосного агрегата. По мере продвижения разделительной пробки вниз столб газа в колонне НКТ 13 сжимается и давление его возрастает. При достижении расчетного давления происходит срез седла 8 верхнего клапана 6, шаровой запорный орган 12 опускается вниз и размещается на седле 9 нижнего клапана 7. The separation plug is sold with water or another liquid using a pumping unit. As the separation plug moves down, the gas column in the
Порция закрепляющего состава под действием сжатого в колонне НКТ 13 газа через сопла 3 патрубка 1 наносится на стенки призабойной зоны 15. Распыление закрепляющего состава через турбулизаторы и сопла 3 способствует его равномерному распределению по стенкам обрабатываемой призабойной зоны 15. При этом происходит капиллярная пропитка ее стенок. A portion of the fixing composition under the action of gas compressed in the
Процесс продавки разделительной пробки продолжают и после истечения порции закрепляющего состава через сопла 3 сжатый в колонне НКТ 13 газ также выдавливается в заколонное пространство НКТ. Разделительная пробка входит в кольцевое сужение 16 осевого канала 5 патрубка 1 и прекращает свое перемещение. Резкое повышение давления на напорной линии насосного агрегата является сигналом для остановки процесса продавки разделительной пробки. Давление в заколонном пространстве НКТ после выхода в него сжатого газа увеличивается, что повышает эффективность капиллярной пропитки призабойной зоны 15 закрепляющим составом. После этого скважину оставляют в покое до момента, когда величина устьевого давления в заколонном пространстве НКТ вновь снизится до величины ранее отмеченного устьевого давления. После восстановления этого давления скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству НК0т с дебитом, равным 0,2-0,4 от величины расчетного эксплуатационного дебита, до окончания срока полного затвердевания закрепляющего состава в пластовых условиях. Приток газа из пласта способствует минимальному ухудшению проницаемости призабойной зоны 15 и сокращает срок полного затвердевания закрепляющего состава. The process of pushing the separation plug is continued and after the portion of the fixing composition has passed through the nozzle 3, the gas compressed in the
После окончания срока полного затвердевания последнего скважину останавливают и возобновляют продавку разделительной пробки через кольцевое сужение 16 осевого канала 5 патрубка 1. Избыточное давление в колонне НКТ поднимают до величины пакерования и выдерживают в течение 15-20 мин. После завершения процесса пакерования увеличивают избыточное давление в колонне НКТ 13. Происходит срез седла 9 нижнего клапана 7. Шаровой запорный орган 12 и разделительная пробка отделяются от колонны НКТ 13 и опускаются на забой скважины. Давление в запорной линии насосного агрегата резко снижается и процесс продавки прекращают. After the term of complete solidification of the last well has ended, the separation plug is pushed through the annular narrowing 16 of the axial channel 5 of the nozzle 1. The overpressure in the tubing string is raised to the packing value and held for 15-20 minutes. After the packing process is completed, the overpressure in the
Скважину повторного осваивают и продувают до полной очистки призабойной зоны 15 от жидкой фазы. Затем скважину пускают в эксплуатацию по колонне НКТ 13 с расчетным дебитом. The well is re-mastered and purged until the
Пример. Газовая скважина глубиной 1000 м обсажена эксплуатационной колонной ⌀ 168х9 мм до кровли продуктивного пласта мощностью 15 м. Диаметр ствола скважины в призабойной зоне составляет 215,9 мм. Продуктивный пласт представлен слабосцементированным песчаником с пористостью 20% Дебит скважины 150000 нм3/сут. при штуцере o 8 мм. Статическое устьевое давление 12 МПа, пластовое давление 15 МПА, пластовая температура 47oC. После задавки скважины и разрушения песчаной пробки ствол скважины в призабойной зоне расширили до диаметра 0,6 м. В скважину до кровли продуктивного пласта спустили колонну НКТ o 89х8 мм, оборудованную в нижней части двумя клапанами и патрубком с соплами. Верхний уровень размещения сопел совпадает с верхней частью призабойной зоны. Выше (на 15-20 м) на колонне НКТ установлен гидравлический пакер ПНЭМ-140 с якорем, а над ним разъединитель колонны, посадочный ниппель, циркуляционный и ингибиторный клапаны, телескопическое соединение и т.д.Example. A gas well with a depth of 1000 m is cased with a production casing ⌀ 168x9 mm to the roof of a productive formation with a capacity of 15 m. The diameter of the wellbore in the bottomhole zone is 215.9 mm. The reservoir is represented by poorly cemented sandstone with a porosity of 20%. The flow rate of the well is 150,000 nm 3 / day. with nozzle o 8 mm. Static wellhead pressure 12 MPa,
После обвязки устья скважины и установки заливочной головки скважину промыли и освоили. После окончания продувки ее остановили, в колонну НКТ сбросили шаровой запорный орган и закачали 0,45 м3 закрепляющего состава. В качестве закрепляющего состава использовали водную эмульсию поливинилацетата с функциональными добавками для снижения вязкости и повышения смачиваемости. Применялся следующий закрепляющий состав:
50%-ная эмульсия поливинилацетата 40%
10%-ный пероксид водород 2%
ОП-7 0,01%
Вода остальное
После прекращения закачки закрепляющего состава скважину оставили в покое на 2 ч, чтобы порция закрепляющего состава перетекала в нижнюю часть колонны НКТ. Затем в колонну НКТ запустили упругую разделительную пробку и начли ее продавку водой. При достижении величины избыточного давления 1,5 МПа произошел срез верхнего клапана. Обработку призабойной зоны вели с постоянной производительностью насосного агрегата при избыточном давлении 3,0 МПа в колонне НК0т. По мере закачки воды величина избыточного давления в колонне НКТ постепенно уменьшалась. После закачки воды в объеме 4,25 м3 отметили посадку разделительной пробки в кольцевом сужении осевого канала патрубка и продавку прекратили. Устьевое давление в заколонном пространстве НКТ после выпуска в него сжатого газа из колонны НКТ увеличилось до 14,6 МПа. В течение последующих 1,5 ч устьевое давление вновь снизилось до 12 МПа. После этого скважину пустили в эксплуатацию по заколонному пространству НКТ с дебитом 30000 нм3/сут. В течение 6 ч дебит плавно увеличили до 60000 нм3/сут и в этом режиме эксплуатацию продолжали еще 12 ч, после чего скважину остановили. Затем возобновили продавку и подняли величину избыточного давления в колонне НКТ до 6-7 МПа для обеспечения срабатываемого пакера. После 20 мин выдержки для обеспечения качественной пакеровки увеличили избыточное давление в колонне НКТ до 12,5 МПа и произвели срез нижнего клапана. Отметив по резкому падению давления освобождение колонны НКТ от шарового запорного органа и разделительной пробки, продавку прекратили. Скважину продули через колонну НКТ со штуцером o 20 мм. После окончания продувки штуцер o 20 мм заменили на штуцер o 8 мм и скважину пустили в эксплуатацию с дебитом 150000 нм3/сут по колонне НКТ.After tying the wellhead and installing the filling head, the well was washed and mastered. After the purge was completed, it was stopped, a ball locking element was dropped into the tubing string and 0.45 m 3 of fixing compound was pumped. An aqueous emulsion of polyvinyl acetate with functional additives was used as a fixing composition to reduce viscosity and increase wettability. The following fixing composition was used:
50% polyvinyl acetate emulsion 40%
10% hydrogen peroxide 2%
OD-7 0.01%
Water rest
After stopping the injection of the fixing composition, the well was left alone for 2 hours so that a portion of the fixing composition flowed to the bottom of the tubing string. Then, an elastic separation plug was launched into the tubing string and water was pumped. Upon reaching an excess pressure of 1.5 MPa, a cut of the upper valve occurred. The treatment of the bottom-hole zone was carried out with a constant capacity of the pump unit at an excess pressure of 3.0 MPa in the NK0t column. As water was pumped, the overpressure in the tubing string gradually decreased. After pumping water in a volume of 4.25 m 3 , the separation plug was marked in the annular narrowing of the axial channel of the nozzle and displacement was stopped. Wellhead pressure in the annular space of the tubing after the release of compressed gas from the tubing string into it increased to 14.6 MPa. Over the next 1.5 hours, wellhead pressure again decreased to 12 MPa. After that, the well was put into operation in the annular space of the tubing with a flow rate of 30,000 nm 3 / day. Over the course of 6 hours, the production rate was gradually increased to 60,000 nm 3 / day, and in this mode, production continued for another 12 hours, after which the well was stopped. Then they resumed selling and raised the excess pressure in the tubing string to 6-7 MPa to provide a triggered packer. After 20 min exposure, to ensure high-quality packing, the overpressure in the tubing string was increased to 12.5 MPa and the lower valve was cut. Noting the sharp drop in pressure, the tubing string was released from the spherical shut-off element and the separation plug, the cessation was stopped. The well was blown through a tubing string with a
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95114506A RU2081296C1 (en) | 1995-08-10 | 1995-08-10 | Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95114506A RU2081296C1 (en) | 1995-08-10 | 1995-08-10 | Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2081296C1 true RU2081296C1 (en) | 1997-06-10 |
| RU95114506A RU95114506A (en) | 1997-07-27 |
Family
ID=20171281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95114506A RU2081296C1 (en) | 1995-08-10 | 1995-08-10 | Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2081296C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495238C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Учалинский горно-обогатительный комбинат" | Method to prepare ore bodies in place of bedding to leaching of useful components |
| RU2521573C2 (en) * | 2010-01-04 | 2014-06-27 | Халлибёртон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method and device to improve reliability of point stimulation |
| RU2587655C1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-06-20 | Владимир Георгиевич Кирячек | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU2595017C1 (en) * | 2015-06-17 | 2016-08-20 | Владимир Георгиевич Кирячек | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU2597337C1 (en) * | 2015-06-30 | 2016-09-10 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU174927U1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-11-15 | Игорь Александрович Малыхин | FILLING UNIT FOR CEMENTING ADDITIONAL COLUMNS |
| CN116696279A (en) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | Temporary blocking operation method of long straight well section gas storage |
-
1995
- 1995-08-10 RU RU95114506A patent/RU2081296C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Съюмен Д., Эллис Р. и Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. - М.: Недра, 1986, с.124 и 125. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979, с.89 и 90. Башкатов А.Д. Сооружение высокодебитных скважин. - М.: Недра, 1992, с.239-244, рис.6.1. Авторское свидетельство СССР N 482555, кл. E 21 B 33/14, 1975. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2521573C2 (en) * | 2010-01-04 | 2014-06-27 | Халлибёртон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method and device to improve reliability of point stimulation |
| RU2495238C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Учалинский горно-обогатительный комбинат" | Method to prepare ore bodies in place of bedding to leaching of useful components |
| RU2595017C1 (en) * | 2015-06-17 | 2016-08-20 | Владимир Георгиевич Кирячек | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU2587655C1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-06-20 | Владимир Георгиевич Кирячек | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU2597337C1 (en) * | 2015-06-30 | 2016-09-10 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Device for separation of individual sections of well shaft |
| RU174927U1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-11-15 | Игорь Александрович Малыхин | FILLING UNIT FOR CEMENTING ADDITIONAL COLUMNS |
| CN116696279A (en) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | Temporary blocking operation method of long straight well section gas storage |
| CN116696279B (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-26 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | Temporary blocking operation method of long straight well section gas storage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4548271A (en) | Oscillatory flow method for improved well cementing | |
| US5443117A (en) | Frac pack flow sub | |
| AU2002300842B2 (en) | Method And Apparatus For Acidizing A Subterranean Well Formation For Improving Hydrocarbon Production | |
| US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
| US7472753B2 (en) | Cementing system for wellbores | |
| RU2166617C2 (en) | Device and method of treatment and gravel packing of formation large bed | |
| US5332037A (en) | Squeeze cementing method for wells | |
| US5311940A (en) | Cementing plug | |
| US4474243A (en) | Method and apparatus for running and cementing pipe | |
| MXPA06010875A (en) | Methods of isolating hydrajet stimulated zones. | |
| RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
| US20090014177A1 (en) | Method to Cement a Perforated Casing | |
| RU2081296C1 (en) | Method and device for strengthening bottom-hole zone of gas wells | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2018136772A (en) | A method of processing a near-wellbore zone of a low-permeable formation and a device for its implementation | |
| US9567828B2 (en) | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore | |
| RU2183724C2 (en) | Method of recovery of bottom-hole formation zone of gas well | |
| RU95114506A (en) | METHOD FOR STRENGTHENING A GAS WELL BOTTOM AREA FOLDED BY WEAKLY CEMENTED COLLECTORS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2086752C1 (en) | Method for back-cementation of casing string in well | |
| CN114718473A (en) | Fracturing sand prevention integrated process pipe column capable of preventing erosion and deep backwashing well and operation method thereof | |
| RU2009311C1 (en) | Method for plugging-up wells | |
| RU2146756C1 (en) | Method for creating cement bridge in well | |
| WO1982001211A1 (en) | Method and apparatus for running and cementing pipe | |
| RU2199651C2 (en) | Method protecting operating string of injection well against attack of pumped chemically corrosive water |