RU2116432C1

RU2116432C1 - Method for restoring tightness of production strings

Info

Publication number: RU2116432C1
Application number: RU97114466A
Authority: RU
Inventors: А.А. Комаров; А.В. Бодрягин; А.В. Левицкий; В.И. Левицкий; А.А. Гашев; А.Ю. Николаев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача"
Priority date: 1997-08-28
Filing date: 1997-08-28
Publication date: 1998-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: this is aimed at increasing efficiency of oil and gas recovery and reducing periods of repair and insulation operations in reservoirs which are made up of water-bearing sandstone. According to method, injected into untight interval of connecting production strings are soluble glass and water solution of calcium chloride. Injection of aforesaid reagents is performed simultaneously or separately. After that, limiting fringe is built up by injecting appropriate product with subsequent final fixing by injecting cement slurry. EFFECT: higher efficiency. 1 cl

Description

Изобретение относится к изоляционным работам при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах, например при ограничении водопритоков, восстановлении герметичности обсадных колонн, восстановлении герметичности заколонного пространства, восстановлении герметичности резьбовых соединений труб и т.д., а также к изоляционным работам при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления и поглощения. The invention relates to insulation work in the operation of oil and gas wells and can be used in repair and insulation work in wells, for example, to limit water inflows, restore tightness of casing strings, restore tightness of annular space, restore tightness of threaded pipe joints, etc., and also to insulating work when drilling wells in conditions of intense water development and absorption.

Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью, и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности [1]. There is a method of restoring the tightness of casing strings by cementing under pressure, which consists in pumping a plugging mixture into a casing string filled with flushing fluid and then filling this mixture into a leak zone [1].

К недостаткам этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала пленки промывочной жидкости. Кроме того, наблюдается разбавление тампонирующего раствора промывочной жидкостью, заполняющей ствол скважины, при доставке его к ремонтируемому интервалу и задавливании в изолируемые каналы. The disadvantages of this method include the weak adhesion of the cement composition to the walls of the insulated channel, due to the presence on the walls of the channel of the film of washing liquid. In addition, there is a dilution of the plugging solution with washing liquid filling the wellbore when it is delivered to the repair interval and crushed into the insulated channels.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ восстановления герметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения [2]. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of restoring the tightness of annular space by injection into the isolation zone of a mineral binder and curing fluid [2].

Данный способ позволяет ликвидировать негерметичность заколонного пространства, но он мало эффективен при использовании его на трещиноватых коллекторах и пластах, сложенных слабосцементированными песчанниками, и имеющих чрезвычайно высокую проницаемость. This method allows you to eliminate the leakage of the annular space, but it is not very effective when used on fractured reservoirs and formations composed of weakly cemented sandstones, and having extremely high permeability.

Практика освоения скважин после закачки составов, указанных в известном решении (суспензии минерального вяжущего, включающей нефть и портландцемент и жидкости отверждения, включающей воду, едкий натр и ПАВ), показывает, что время освоения составляет, как правило, не менее 10 - 14 сут. в связи с тем, что заметно ухудшается продуктивность призабойной зоны. Успешность работ по данной технологии не превышает 50%. The practice of well development after injecting the formulations specified in the well-known solution (suspension of mineral binder, including oil and Portland cement and curing liquid, including water, caustic soda and surfactant), shows that the development time is usually at least 10-14 days. due to the fact that the productivity of the bottom-hole zone is significantly deteriorating. The success of this technology does not exceed 50%.

Задачей изобретения является повышение эффективности и снижение сроков ремонтно-изоляционных работ в коллекторах, сложенных водоносными песчанниками, путем создания непроницаемой блокады в зоне негерметичности обсадных колонн. The objective of the invention is to increase the efficiency and reduce the time of repair and insulation work in the reservoirs, composed of aquifers, by creating an impenetrable blockade in the casing leakage zone.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе восстановления герметичности эксплуатационных колонн, включающем закачку в зону изоляции минерального вяжущего, закачивают жидкое стекло, а в качестве жидкости отверждения производят закачку водного раствора хлористого кальция, причем закачку этих реагентов в скважину ведут одновременно раздельно до образования геля, затем дополнительно создают блокирующую оторочку Продуктом 119-204 с последующим докреплением цементным раствором. The essence of the invention lies in the fact that in the method of restoring the tightness of production casing, including the injection into the isolation zone of a mineral binder, liquid glass is pumped, and an aqueous solution of calcium chloride is pumped as a curing liquid, and these reagents are injected into the well simultaneously separately until gel formation , then additionally create a blocking rim Product 119-204 with subsequent cementing mortar.

В отдельных случаях после закачки Продукта 119-204 производят закачку волокнисто-дисперсной суспензии. In some cases, after injection of Product 119-204, a fiber-dispersed suspension is injected.

В настоящее время в бездействующем фонде находится значительное количество добывающих скважин, эксплуатация которых прекращена из-за негерметичности обсадных колонн. Currently, a dormant fund contains a significant number of producing wells, the operation of which has been discontinued due to leaks in casing strings.

Основными причинами нарушения герметичности являются: низкое качество цементирования, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, глушение скважин при давлениях выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины. Например, установлено, что все виды перфорации также приводят к разрушению обсадных колонн и к ухудшению состояния цементного кольца. После опрессовки обсадной колонны, как правило, наблюдается нарушение ее контакта с цементом. При этом наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах пластов с высокой проницаемостью и кавернами. The main causes of leakage are: poor cementing quality, lack of adhesion of cement stone to the casing string, killing of wells at pressures above the pressure of pressure testing, depressurization in coupling joints, especially in the intervals of intensive set of curvature, metal corrosion and other technological reasons. For example, it was found that all types of perforation also lead to the destruction of casing strings and to the deterioration of the state of the cement ring. After crimping the casing, as a rule, there is a violation of its contact with cement. At the same time, the greatest disturbances of contact were noted in the intervals of formations with high permeability and caverns.

Чаще всего интервалы нарушений герметичности эксплуатационных колонн находится на глубинах 500 - 1600 м, где залегают высокопроницаемые водонасыщенные песчаники. В связи с этим приемистость скважин в интервалах негерметичности чрезвычайности высокая и, как правило, составляет не менее 1000 м³/сут. при давлении 20 - 30 атм.Most often, the intervals of leakage of production cores is located at depths of 500 - 1600 m, where highly permeable water-saturated sandstones lie. In this regard, the injectivity of wells in the intervals of leakage of emergency is high and, as a rule, is not less than 1000 m ³ / day. at a pressure of 20 - 30 atm.

По этой причине успешность ремонтно-изоляционных работ традиционными методами - закачкой цементных растворов, глинистого раствора (с добавками ПАА, КМЦ), а также закачкой водоизолирующих композиций на основе синтетических смол ТСД-9, ТС-10 и т.п. - крайне низкая и в большинстве случаев не превышает 50%. For this reason, the success of repair and insulation works by traditional methods - the injection of cement mortars, clay mud (with additives PAA, CMC), as well as the injection of water-insulating compositions based on synthetic resins TSD-9, TS-10, etc. - extremely low and in most cases does not exceed 50%.

Предлагаемая технология основана на создании зоны кольматации в песчаных пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Кольматация достигается закачкой гелеобразующих компонентов, за счет чего происходит экранирование крупных пор и трещин пласта. При закачке Продукта 119-204 и цементного раствора производится окончательное блокирование зоны негерметичности. The proposed technology is based on the creation of a zone of mudding in sand formations adjacent to the leakage interval of the production string. Colmatization is achieved by injection of gel-forming components, due to which shielding of large pores and fractures of the formation occurs. When pumping Product 119-204 and cement mortar, the leakage zone is finally blocked.

Основным заканчиваемым реагентом является жидкое стекло (силикат натрия ГОСТ 13078-81). Товарное жидкое стекло представляет собой вязкую жидкость плотностью 1,42 тн/м³, концентрацией 43%. Этот продукт экологически безвреден, обладает антикоррозионными свойствами. В качестве отверждающей жидкости используется водный раствор хлористого кальция (хлорид кальция ГОСТ 450-77). При взаимодействии водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, заканчиваемых в виде раздельных потоков, в скважине образуется устойчивый, объемный осадок геля кремниевой кислоты и силиката кальция. Высокая фильтруемость компонентов позволяет производить закачку при пониженных давлениях нагнетания 20 - 100 атм. Затем закачивают продукт 119-204, выпускаемый по ТУ 6-02-1294-84 Изм. 1, 2. Это водоизолирующий реагент на основе этокси-производных кремнийорганических соединений, который при контакте с водой закачанных ранее реагентов образует тампонажный камень. Скважину оставляют на гелеобразование, затем закачивают цементный раствор. Таким образом создается непроницаемая блокада в интервале негерметичности.The main finished reagent is water glass (sodium silicate GOST 13078-81). Commodity liquid glass is a viscous liquid with a density of 1.42 tons / m ³ and a concentration of 43%. This product is environmentally friendly, has anti-corrosion properties. An aqueous solution of calcium chloride (calcium chloride GOST 450-77) is used as a curing liquid. In the interaction of aqueous solutions of sodium silicate and calcium chloride, ending in separate streams, a stable, bulk sediment of silicic acid gel and calcium silicate is formed in the well. High filterability of the components allows injection at reduced discharge pressures of 20 - 100 atm. Then pump product 119-204, manufactured according to TU 6-02-1294-84 Rev. 1, 2. This is a water-insulating reagent based on ethoxy derivatives of organosilicon compounds, which when in contact with water of previously pumped reagents forms a cement stone. The well is left for gelation, then the cement mortar is pumped. In this way, an impermeable block is created in the leakage interval.

При необходимости (очень высокая приемистость интервала негерметичности) после закачки Продукта 19-204 рекомендуется дополнительная закачка волокнисто-дисперных суспензий (ВДС). В качестве ВДС можно использовать водные суспензии глинопорошка, древесной муки и полиакриламида. После этого зона негерметичности докрепляется цементным раствором. If necessary (very high injectivity of the leakage interval) after the injection of Product 19-204, an additional injection of fiber-dispersed suspensions (GVA) is recommended. As GVA, aqueous suspensions of clay powder, wood flour and polyacrylamide can be used. After this, the leakage zone is fixed with cement mortar.

Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.

По геофизическим данным выявляют место негерметичности колонны, излучают качество цементного камня за колонной. According to geophysical data, the place of leakage of the column is revealed, the quality of the cement stone behind the column is emitted.

Из эксплуатационной скважины извлекают оборудование, производят промывку забоя, установку песчаного моста выше интервала перфорации и последующую установку цементного моста высотой 5-10 м. В скважину на заданный интервал спускают пакер (обычно на 10-15 м выше интервала негерметичности). Equipment is removed from the production well, the face is flushed, a sand bridge is installed above the perforation interval and the cement bridge 5-10 m high is installed thereafter. A packer is lowered into the well for a specified interval (usually 10-15 m above the leakage interval).

До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. После этого в скважину через НКТ закачивают двумя агрегатами ЦА - 320 раздельно одновременно расчетное количеств (20 - 30 м³) водного раствора силиката натрия (уд. вес. 1,08 г/см³) и расчетное количество (20 - 30 м³) водного раствора хлористого кальция (уд. вес. - 1,02 г/см³) в соотношении 1: 1. Закачку ведут 4 - 6 ч при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью. Затем закачивают продукт 119-204 в объеме 1,0-1,5 м³.Prior to the injection of reagents, the injectivity of the leakage interval is specified. After that, two CA-320 units are pumped into the well through the tubing separately at the same time, the calculated amount (20-30 m ³ ) of an aqueous solution of sodium silicate (specific gravity 1.08 g / cm ³ ) and the calculated amount (20-30 m ³ ) an aqueous solution of calcium chloride (specific weight. - 1.02 g / cm ³ ) in a ratio of 1: 1. Injection is carried out for 4-6 hours with constant monitoring of the discharge pressure and injectivity. Then pump product 119-204 in a volume of 1.0-1.5 m ³ .

Во избежание преждевременного отверждения Продукта 119-204 при взаимодействии с водой производится закачка в НКТ по 2 м³ нефти до и после закачки Продукта 119-204.In order to avoid premature curing of Product 119-204 when interacting with water, 2 m ^{3 of} oil is pumped into the tubing before and after injection of Product 119-204.

По окончании закачки скважину оставляют в покое на 10 - 12 ч для созревания геля. После этого извлекают пакет и производят докрепление цементным раствором в объеме 4-6 м³. После затвердения цементного камня (24 - 48 ч) производят опрессовку колонны, разбуривание цементного моста и отмыв песка из эксплуатационной колонны.At the end of the injection, the well is left alone for 10-12 hours to mature the gel. After that, the package is removed and the cement is cemented in a volume of 4-6 m ³ . After hardening of the cement stone (24 - 48 hours), the columns are pressed, the cement bridge is drilled and the sand is washed from the production casing.

В отдельных случаях при недостаточном снижении приемистости скважины после закачки гелеобразующих реагентов, в том числе Продукта 119-204, рекомендуется дополнительно произвести закачку ВДС в объеме 200-500 м³. Объем закачки ВДС контролируется по снижению приемистости скважины. Закачка производится циклами по 100 м³ с использованием эжектора для растаривания сыпучих продуктов с последующим докреплением цементным раствором.In some cases, with insufficient decrease in the injectivity of the well after injection of gelling agents, including Product 119-204, it is recommended to additionally inject GVA in the amount of 200-500 m ³ . The GVA injection volume is controlled to reduce the injectivity of the well. The injection is carried out in cycles of 100 m ³ using an ejector for unloading bulk products with subsequent cementing.

Пример. Эффективность способа проверена в промысловых условиях на добывающей скважине N 5442 Самотлорского месторождения. Скважина была пробурена в 1977 г. Простаивала с 1996 г. Негерметичность эксплуатационной колонны была выявлена в 1977 г на глубине 1304 - 1304 м в интервале залегания высокопроницаемых песчаников сеноманского яруса. Приемистость интервала негерметичности составляла до 1000 м³/сут. при 20 атм. Цемент за эксплуатационной колонной выше 700 м отсутствовал, ниже - представлен гельцементом, по цементограмме сцепление с колонной частичное или отсутствует.Example. The effectiveness of the method was tested in the field at the production well N 5442 Samotlor field. The well was drilled in 1977. It has been idle since 1996. Leakage in the production string was discovered in 1977 at a depth of 1304 - 1304 m in the interval of occurrence of highly permeable sandstones of the Cenomanian layer. The injectivity of the leakage interval was up to 1000 m ³ / day. at 20 atm. There was no cement behind the production casing above 700 m, below it was represented by gel cement; according to the cementogram, adhesion to the casing is partial or absent.

Работа по восстановлению герметичности проводились по предлагаемой технологии. Было закачано 20 м³ водного раствора силиката натрия, 20 м³ раствора хлористого кальция и 1,5 м³ Продукта 119-204. После закачки этих реагентов приемистость снизилась в 35 раз и составила 140 м³/сут. при 100 атм.Work on the restoration of tightness was carried out according to the proposed technology. 20 m ^{3 of an} aqueous solution of sodium silicate, 20 m ^{3 of a} solution of calcium chloride and 1.5 m ^{3 of} Product 119-204 were injected. After injection of these reagents, the injectivity decreased by 35 times and amounted to 140 m ³ / day. at 100 atm.

После этого скважина была оставлена на 12 ч для созревания геля. Последующей закачкой цементного раствора в количестве 3,5 м³ при конечном давлении 170 атм. герметичность была окончательно ликвидирована.After this, the well was left for 12 hours to mature the gel. Subsequent injection of cement in an amount of 3.5 m ³ at a final pressure of 170 atm. tightness was finally eliminated.

Через две недели с начала проведения работ скважина была запущена в эксплуатацию с дебитом нефти 25 т/сут. Two weeks after the start of work, the well was put into operation with an oil production rate of 25 tons / day.

Успешность проведения изобретения подтверждена также аналогичными работами на скважинах NN 18442 и 15955 Самотлорского месторождения, показатели которых приведены в табл. 1 и 2. The success of the invention is also confirmed by similar work on wells NN 18442 and 15955 of the Samotlor field, the indicators of which are given in table. 1 and 2.

Предлагаемое техническое решение позволяет осуществлять по герметизации эксплуатационных колонн в интервале залегания водоносных песчаников. The proposed technical solution allows for the sealing of production casing in the interval of occurrence of aquifers.

Огромным преимуществом предлагаемой технологии являются ускоренные сроки проведения ремонтно-восстановительных работ по герметизации обсадных колонн (2 - 3 недели) (см. табл.2), что в настоящее время не характерно для мировой практики при производстве подобных работ. A huge advantage of the proposed technology is the accelerated time for repair and restoration work on sealing the casing strings (2 - 3 weeks) (see Table 2), which is currently not typical for world practice in the production of such works.

Claims

1. A method of restoring the tightness of production casing, including injection into the isolation zone of the mineral binder and curing liquid, characterized in that liquid glass is pumped as the mineral binder, and an aqueous solution of calcium chloride is used as the curing liquid, and these reagents are injected into the well at the same time separately, until the gel is formed, then an additional blocking rim is created by Product 119-204, followed by cementing.

2. The method according to claim 1, characterized in that after the injection of Product 119-204, the fiber-dispersed suspension is injected.