RU2105128C1 - Method for restoring tightness of casing strings - Google Patents
Method for restoring tightness of casing strings Download PDFInfo
- Publication number
- RU2105128C1 RU2105128C1 RU95120663A RU95120663A RU2105128C1 RU 2105128 C1 RU2105128 C1 RU 2105128C1 RU 95120663 A RU95120663 A RU 95120663A RU 95120663 A RU95120663 A RU 95120663A RU 2105128 C1 RU2105128 C1 RU 2105128C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- self
- pipe
- thermoplastic material
- tightness
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области ремонтно-изоляционных работ (РИР), а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн. The invention relates to the field of repair and insulation works (RIR), and in particular to methods for restoring the tightness of casing strings.
Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже интервала нарушения обсадной колонны, закачивание тампонирующего раствора в НКТ при открытом затрубном пространстве, подъем НКТ выше расчетного уровня тампонирующего раствора в скважине, продавливание тампонирующего раствора за обсадную колонну при закрытом затрубном пространстве [1]. A known method of restoring the tightness of the casing strings, including lowering the tubing string below the casing failure interval, pumping the plugging solution into the tubing with an open annulus, raising the tubing above the calculated level of the plugging solution in the well, forcing the plugging solution over the casing string closed annulus [1].
Недостатки аналога заключаются в том, что, во-первых, продавка тампонирующего раствора в заколонное пространство возможна только под высоким избыточным давлением, что небезопасно для целостности остальной части обсадной колонны, во-вторых из-за усадочности тампонирующих материалов результативность операций не превышает 50%. The disadvantages of the analogue are that, firstly, the plugging of the plugging solution into the annulus is possible only under high overpressure, which is unsafe for the integrity of the rest of the casing string, and secondly, due to the shrinkage of the plugging materials, the operation efficiency does not exceed 50%.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ установки пластыря в интервале негереметичности обсадной колонны путем перекрытия зоны негерметичности изнутри пластырем из металлической трубы с последующим ее расширением за счет создания избыточного давления [2]. Closest to the invention in technical essence is a method of installing the patch in the interval of casing leakage by blocking the leakage zone from the inside with a plaster of metal pipe with its subsequent expansion due to the creation of excess pressure [2].
Недостаток известного способа заключается в том, что пластырь выполнен из металла, а это не позволяет материал пластыря задавливать в свищ или трещину в обсадной колонне. The disadvantage of this method is that the patch is made of metal, and this does not allow the material of the patch to crush into the fistula or crack in the casing.
Задача заключается в повышении эффективности ремонтно-изоляционных работ при одновременном снижении трудозатрат. The task is to increase the efficiency of repair and insulation works while reducing labor costs.
Поставленная задача достигается тем, что в способе, включающем перекрытие зоны негерметичности обсадных колонн изнутри пластырем, выполненным в виде деформируемой трубы, расширение пластыря по всей длине путем создания избыточного давления, в качестве деформируемой трубы используют трубу из термопластичного материала, а избыточное давление создают за счет расширения саморазогревающегося и расширяющегося материала, которым заполняют трубу из термопластичного материала перед перекрытием зоны негерметичности обсадной колонны. В качестве термопластичного материала используют полиэтилен, а в качестве саморазогревающегося и саморасширяющегося материала используют СИГБ - смесь известковую для горных и буровых работ. The problem is achieved in that in a method that includes closing the casing leakage zone from the inside with a plaster made in the form of a deformable pipe, expanding the plaster along the entire length by creating excess pressure, use a pipe made of thermoplastic material as a deformable pipe, and create excess pressure due to expansion of self-heating and expanding material, which fill the pipe of thermoplastic material before closing the casing leakage zone. Polyethylene is used as a thermoplastic material, and SIGB, a calcareous mixture for mining and drilling, is used as a self-heating and self-expanding material.
СИГБ применяют, главным образом, при разрушении прочных хрупких материалов (скальные породы), бетонных и железобетонных изделий, каменных кладок, для добычи природного камня. Он представляет собой порошкообразный негорючий и невзрывоопасный материал, дающий с водой щелочную реакцию (pH 12). При смешивании порошка СИГБ с водой образуется суспензия (рабочая смесь), которая, будучи залита в шпур, сделанный в объекте, подлежащем разрушению, с течением времени схватывается, твердеет, одновременно увеличиваясь в объеме. Увеличение объема - следствие гидратации компонентов, входящих в состав СИГБ, приводит к развитию в шпуре гидратационного давления (более 40 МПа). Под действием гидратационного давления в теле объекта развиваются напряжения, приводящие к его разрушению [3]. SIGB is used mainly for the destruction of strong brittle materials (rock), concrete and reinforced concrete products, masonry, for the extraction of natural stone. It is a powdery non-combustible and non-explosive material that gives an alkaline reaction with water (pH 12). When SIGB powder is mixed with water, a suspension (working mixture) is formed, which, when poured into a hole made in an object to be destroyed, sets over time and hardens, while increasing in volume. The increase in volume - a consequence of hydration of the components that make up the SIGB, leads to the development of hydration pressure in the hole (more than 40 MPa). Under the influence of hydration pressure, stresses develop in the body of the object, leading to its destruction [3].
Если суспензию СИГБ залить в трубу из термопластичного материала, то есть из материала, размягчающегося при нагревании, загерметизировать концы, то через 1,5 ч начнется реакция с выделением тепла и расширением СИГБ. Тепла выделяется достаточно, чтобы разогреть трубу до 110 - 120oC, а это выше температуры, при которой, например, полиэтилен размягчается и проявляет повышенную текучесть. Труба увеличивается диаметре без разрушения, и в случае ее предварительного спуска в скважину в зону негерметичности обсадной колонны с натягом прижимается к обсадной колонне, термопластичный материал проникает в свищ или трещину и после окончания реакции и нормализации температуры затвердевает и обеспечивает надежную изоляцию повреждений в обсадной колонне.If the SIGB suspension is poured into the pipe from a thermoplastic material, that is, from the material softening when heated, the ends are sealed, then after 1.5 hours the reaction will begin with the release of heat and expansion of the SIGB. There is enough heat generated to warm the pipe to 110 - 120 o C, and this is higher than the temperature at which, for example, the polyethylene softens and exhibits increased fluidity. The pipe increases in diameter without breaking, and if it is preliminarily lowered into the well into the leakage zone of the casing, it is pressed against the casing with tension, the thermoplastic material penetrates the fistula or crack and hardens after the end of the reaction and normalization of temperature and ensures reliable isolation of damage in the casing.
Пример реализации. Предположим, что на глубине 400 м эксплуатационная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенок 8 мм имеет трещину шириной 2 мм и длиной 2 м. Implementation example. Assume that at a depth of 400 m, a production string with a diameter of 146 mm and a wall thickness of 8 mm has a crack 2 mm wide and 2 m long.
Берут полиэтиленовую трубу длиной 4 м с наружным диаметром на 2 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале негерметичности (т.е. 128 мм) и толщиной стенок 6 - 8 мм. Заглушают нижний конец труб. Готовят суспензию СИГБ, для чего берут 100 кг порошка и 30 л технической воды. Суспензию заливают в полиэтиленовую трубу. Герметизируют верхний конец труб и на колонне НКТ или тросике трубу спускают в зону негерметичности обсадной колонны. Take a polyethylene pipe 4 m long with an outer diameter 2 mm less than the inner diameter of the casing in the leakage interval (i.e. 128 mm) and a wall thickness of 6 - 8 mm. Muffle the lower end of the pipes. A SIGB suspension is prepared, for which 100 kg of powder and 30 l of process water are taken. The suspension is poured into a plastic pipe. The upper end of the pipes is sealed and on the tubing string or cable the pipe is lowered into the casing leakage zone.
Через 1,5 ч начинается реакция и происходит разогрев и раздувание полиэтиленовой трубы вплоть для соприкосновения со стенками обсадной колонны. Более того, поскольку материал трубы размягчен, он проникает и в трещину, таким образом дополнительно ее герметизирует. After 1.5 hours, the reaction begins and the heating and inflation of the polyethylene pipe takes place right up to the casing walls. Moreover, since the material of the pipe is softened, it also penetrates into the crack, thus additionally sealing it.
После окончания реакции, которая протекает 0,5 - 1,0 ч, скважину оставляют в покое на 4 - 5 ч для восстановления температуры и затвердевания полиэтиленовой трубы. Затем колонну НКТ или тросик, на которых пластырь был спущен в скважину, поднимают на поверхность. В скважину спускают колонну бурильных труб с малогабаритным турбобуром, долотом или фрезой и разбуривают герметизирующие узлы и содержимое полиэтиленовой трубы. Колонну бурильных труб поднимают. Производят опрессовку обсадной колонны согласно действующим инструкциям. After the end of the reaction, which proceeds for 0.5-1.0 hours, the well is left at rest for 4-5 hours to restore the temperature and harden the polyethylene pipe. Then the tubing string or cable, on which the patch was lowered into the well, is raised to the surface. A drill pipe string with a small-sized turbo-drill, a bit or a milling cutter is lowered into the well and the sealing units and the contents of the polyethylene pipe are drilled. The drill pipe string is being raised. Crimp the casing in accordance with current instructions.
Преимущества предлагаемого способа основываются на том, что повреждение в обсадной колонне изолируется более надежно за счет проникновения материала пластыря в свищ или трещину. К тому же пластырь из синтетического материала долговечнее, так как не подвержен коррозии. The advantages of the proposed method are based on the fact that damage in the casing is more reliably isolated due to the penetration of the patch material into the fistula or crack. In addition, the plaster made of synthetic material is more durable, since it is not susceptible to corrosion.
Источники информации:
1. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1985, с.163.Sources of information:
1. Blazhevich V.A., Umetbaev V.G. Handbook for overhaul of wells. M., Nedra, 1985, p.163.
2. Авторское свидетельство N 1601330, СССР, кл. E 21 B 29/10, 1990 - прототип. 2. Copyright certificate N 1601330, USSR, cl. E 21 B 29/10, 1990 - prototype.
3. Инструкция по применению смеси известковой для горных и буровых работ (СИГБ). Изд. АО "Стройматериалы", 7 с. 3. Instructions for use of the mixture of lime for mining and drilling operations (SIGB). Ed. JSC "Building Materials", 7 p.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95120663A RU2105128C1 (en) | 1995-12-01 | 1995-12-01 | Method for restoring tightness of casing strings |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95120663A RU2105128C1 (en) | 1995-12-01 | 1995-12-01 | Method for restoring tightness of casing strings |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95120663A RU95120663A (en) | 1997-10-27 |
RU2105128C1 true RU2105128C1 (en) | 1998-02-20 |
Family
ID=20174463
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95120663A RU2105128C1 (en) | 1995-12-01 | 1995-12-01 | Method for restoring tightness of casing strings |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2105128C1 (en) |
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6328113B1 (en) | 1998-11-16 | 2001-12-11 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6470966B2 (en) | 1998-12-07 | 2002-10-29 | Robert Lance Cook | Apparatus for forming wellbore casing |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US6568471B1 (en) | 1999-02-26 | 2003-05-27 | Shell Oil Company | Liner hanger |
US6575240B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | System and method for driving pipe |
US6575250B1 (en) | 1999-11-15 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | Expanding a tubular element in a wellbore |
US6604763B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-08-12 | Shell Oil Company | Expandable connector |
US6634431B2 (en) | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
US6640903B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-11-04 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6712154B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-03-30 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US6725919B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-04-27 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US7665532B2 (en) | 1998-12-07 | 2010-02-23 | Shell Oil Company | Pipeline |
US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
US7739917B2 (en) | 2002-09-20 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, Llc | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
US7740076B2 (en) | 2002-04-12 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
US7775290B2 (en) | 2003-04-17 | 2010-08-17 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7918284B2 (en) | 2002-04-15 | 2011-04-05 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
RU2525387C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery of chemically worn sections of production string with help of galvanic ironing |
RU2571472C1 (en) * | 2014-12-16 | 2015-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Repair of leaky thermometer well |
RU2597597C1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for casing strings tightness recovery and device for its implementation |
WO2018200341A1 (en) * | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Stc.Unm | AN ENGINEERED NANO-MODIFIED METHYL METHACRYLATE POLYMER FOR REPAIR OF 30 μM MICROCRACKS |
RU2724164C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-06-22 | Закрытое акционерное общество «Уральский завод полимерных технологий «Маяк» | Device for insulation of areas of complication of pipes, an intelligent polymer shutoff valve |
-
1995
- 1995-12-01 RU RU95120663A patent/RU2105128C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Блажевич В.А. и др. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985, с. 163. 2. * |
Cited By (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6328113B1 (en) | 1998-11-16 | 2001-12-11 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6712154B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-03-30 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6634431B2 (en) | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
US6561227B2 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-13 | Shell Oil Company | Wellbore casing |
US7665532B2 (en) | 1998-12-07 | 2010-02-23 | Shell Oil Company | Pipeline |
US6575240B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | System and method for driving pipe |
US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US6604763B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-08-12 | Shell Oil Company | Expandable connector |
US6725919B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-04-27 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6758278B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6631760B2 (en) | 1998-12-07 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Tie back liner for a well system |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US6640903B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-11-04 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6497289B1 (en) | 1998-12-07 | 2002-12-24 | Robert Lance Cook | Method of creating a casing in a borehole |
US6739392B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-05-25 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6470966B2 (en) | 1998-12-07 | 2002-10-29 | Robert Lance Cook | Apparatus for forming wellbore casing |
US6631759B2 (en) | 1999-02-26 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Apparatus for radially expanding a tubular member |
US6684947B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-02-03 | Shell Oil Company | Apparatus for radially expanding a tubular member |
US6631769B2 (en) | 1999-02-26 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Method of operating an apparatus for radially expanding a tubular member |
US6568471B1 (en) | 1999-02-26 | 2003-05-27 | Shell Oil Company | Liner hanger |
US6705395B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-03-16 | Shell Oil Company | Wellbore casing |
US6575250B1 (en) | 1999-11-15 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | Expanding a tubular element in a wellbore |
US7740076B2 (en) | 2002-04-12 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
US7918284B2 (en) | 2002-04-15 | 2011-04-05 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
US7739917B2 (en) | 2002-09-20 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, Llc | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7775290B2 (en) | 2003-04-17 | 2010-08-17 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
RU2525387C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Recovery of chemically worn sections of production string with help of galvanic ironing |
RU2571472C1 (en) * | 2014-12-16 | 2015-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Repair of leaky thermometer well |
RU2597597C1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for casing strings tightness recovery and device for its implementation |
WO2018200341A1 (en) * | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Stc.Unm | AN ENGINEERED NANO-MODIFIED METHYL METHACRYLATE POLYMER FOR REPAIR OF 30 μM MICROCRACKS |
US11066592B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-07-20 | Unm Rainforest Innovations | Engineered nano-modified methyl methacrylate polymer for repair of 30 microM microcracks |
RU2724164C1 (en) * | 2019-12-20 | 2020-06-22 | Закрытое акционерное общество «Уральский завод полимерных технологий «Маяк» | Device for insulation of areas of complication of pipes, an intelligent polymer shutoff valve |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2105128C1 (en) | Method for restoring tightness of casing strings | |
US5339902A (en) | Well cementing using permeable cement | |
RU2108445C1 (en) | Method for restoring tightness of casing clearance | |
EP1060325B1 (en) | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment | |
RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
CN105041344B (en) | High-pressure gas seam-expanding, grouting and water-plugging method for precutting trough of microfissure surrounding rock | |
RU2108464C1 (en) | Method for sealing of degassing well | |
RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
CN106167695A (en) | Oil well chemical plugging agent | |
RU2746918C2 (en) | Method for elimination of underground reservoirs of formation hydrocarbon raw material with reservoirs constructed in rock salt and other rocks, including permafrost, as well as in natural forming karstic cavities | |
RU2348793C1 (en) | Method of salt water filled subsurface tank well sealing | |
RU2209928C1 (en) | Method of isolation of absorption zones in well | |
RU2576416C1 (en) | Method to fix process wells of underground storages of gaseous and liquid hydrocarbons (versions) | |
RU2249699C2 (en) | Method for driving draining mines in broken and watered massif | |
RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
RU2154150C2 (en) | Method of isolation of producing formation overlapped by flow string | |
WO2021066642A1 (en) | Method for plugging wellbores in the earth | |
SU1710699A1 (en) | Drill hole plugging-back method | |
RU2488692C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
US3583485A (en) | Thermal prestressing of casing | |
RU2324046C2 (en) | Method of temporary isolation of reservoir | |
RU2079644C1 (en) | Method of increase of well productivity | |
RU2170333C1 (en) | Process correcting defects of casing strings | |
RU2211305C1 (en) | Method of recovery of casing sealing |