RU2121559C1 - Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине - Google Patents
Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2121559C1 RU2121559C1 RU98102965A RU98102965A RU2121559C1 RU 2121559 C1 RU2121559 C1 RU 2121559C1 RU 98102965 A RU98102965 A RU 98102965A RU 98102965 A RU98102965 A RU 98102965A RU 2121559 C1 RU2121559 C1 RU 2121559C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- cement
- tubing string
- injection
- column
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Использование: в нефтедобывающей промышленности при ликвидации негерметичности обсадных колонн. Обеспечивает повышение надежности изоляции колонны и снижение расхода цементного раствора. Сущность изобретения: по способу через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают вязкоупругий состав и цементный раствор. Это осуществляют при открытом кольцевом пространстве скважины. Вязкоупругий состав располагают ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны. Перед закачкой цементного раствора колонну НКТ приподнимают для расположения ее конца на уровне негерметичности обсадной колонны. После закачки колонну НКТ тоже приподнимают выше верхней границы цементного раствора. Перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку. Затем закачивают продавочную жидкость при закрытом кольцевом пространстве скважины. Количество этой жидкости равно 1,5-кратному объему части колонны НКТ, находившейся в цементном растворе. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн.
Известен способ восстановления герметичности обсадной колонны, включающий закачку в кольцевое пространство скважины изоляционного состава, его газирование в стволе скважины циклическим изменением расхода газа через изоляционный состав путем периодического открытия и закрытия затрубного пространства и закачку изоляционного состава в место негерметичности обсадной колонны в эксплуатационной скважине [1].
Недостатком известного способа является то, что нефтяную скважину предварительно подвергают осушению газом, что усложняет способ, и, кроме того, низка надежность изоляции.
Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в интервал негерметичности обсадной колонны, закачивают расчетное количество цементного раствора, приподнимают колонну насосно-компрессорных труб на высоту, соответствующую верхней границе цементного раствора, и за счет обратной циркуляции продавочной жидкости "срезают" цементный раствор в целях предупреждения прихвата колонны насосно-компрессорных труб и уменьшения цементного стакана, подлежащего разбуриванию после ОЗЦ [2].
Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции негерметичности обсадной колонны, поскольку имеет место перемешивание цементного раствора и продавочной жидкости.
Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому для предотвращения перемешивания цементного раствора со скважинной и продавочной жидкостью используют два прокачиваемых разделителя (вязкоупругий состав) в качестве буфера [3].
Известный способ не обеспечивает получение надежной изоляции в интервале негерметичности обсадной колонны, так как за счет большой разности в плотностях между цементным раствором и скважинной жидкости при наличии приемистости в интервале перфорации цементный раствор, как правило, седиментирует и образует цементный камень ниже интервала негерметичности обсадной колонны.
Известен выбранный в качестве ближайшего аналога способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ [4].
Недостатком известного способа является большой расход цементного раствора и низкая надежность изоляции.
Задачей изобретения является получение технического результата, который выражается в снижении расхода цементного раствора и повышении надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивной зоны.
Технический результат достигается тем, что в способе проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающем закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ, расчетный объем вязкоупругого состава закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны, приподъем колонны насосно-компрессорных труб производят для расположения ее нижнего открытого конца на уровне негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора и выше верхней границы цементного раствора - после закачки, при этом перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку, а расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе.
Целесообразно высоту столба вязкоупругого состава в скважине определять из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления и использовать для этого выражение
где НВУС - высота столба вязкоупругого состава, м;
FСКВ - площадь поперечного сечения ствола скважины, м2;
γц.p - - плотность цементного раствора, кг/м3;
γж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3;
НЦ.Р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τвус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м2;
К - коэффициент, учитывающий размеры каверн, (К≥1).
где НВУС - высота столба вязкоупругого состава, м;
FСКВ - площадь поперечного сечения ствола скважины, м2;
γц.p - - плотность цементного раствора, кг/м3;
γж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3;
НЦ.Р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τвус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м2;
К - коэффициент, учитывающий размеры каверн, (К≥1).
Желательно, чтобы нижний открытый конец колонны насосно-компрессорных труб при ее приподнятии после закачки цементного раствора был расположен выше верхней его границы на 50 м.
Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1-4 показаны этапы осуществления способа.
Способ осуществляется следующим образом.
Определяют место негерметичности обсадной колонны с использованием известных средств и методов, например, геофизическими. Производят расчет высоты столба вязкоупругого состава НВУС из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления. Для этого используют математическое выражение
Расчетный объем вязкоупругого состава с определенными структурно-механическими свойствами закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже границы негерметичности обсадной колонны (см.фиг.1). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец на уровне негерметичности обсадной колонны (см.фиг.2) и делают технологическую выдержку. Затем закачивают цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины (см.фиг.3). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец выше верхней границы цементного раствора предпочтительно на 50 м. Закрывают кольцевое пространство скважины и осуществляют при избыточном давлении закачку расчетного количества продавочной жидкости (см.фиг.4).
Расчетный объем вязкоупругого состава с определенными структурно-механическими свойствами закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже границы негерметичности обсадной колонны (см.фиг.1). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец на уровне негерметичности обсадной колонны (см.фиг.2) и делают технологическую выдержку. Затем закачивают цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины (см.фиг.3). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец выше верхней границы цементного раствора предпочтительно на 50 м. Закрывают кольцевое пространство скважины и осуществляют при избыточном давлении закачку расчетного количества продавочной жидкости (см.фиг.4).
При этом расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе. Закрывают скважину и оставляют на ОЗЦ.
Использование изобретения позволяет снизить расход цементного раствора и повысить надежность изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах эксплуатационной скважины, расположенных выше продуктивной зоны.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1624127, кл. Е 21 В 33/13, 1991, бюл. N 4.
1. Авторское свидетельство СССР N 1624127, кл. Е 21 В 33/13, 1991, бюл. N 4.
2. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с.130.
3. То же, с.130-131.
4. Авторское свидетельство СССР N 1620609, кл. Е 21 В 33/13, 1991, бюл. N 2.
Claims (3)
1. Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ, отличающийся тем, что расчетный объем вязкоупругого состава закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны, приподъем колонны насосно-компрессорных труб производят для расположения ее нижнего открытого конца на уровне негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора и выше верхней границы цементного раствора - после закачки, при этом перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку, а расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоту столба вязкоупругого состава в скважине определяют из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления и используют для этого выражения
где Hвус - высота столба вязкоупругого состава, м;
Fскв - площадь поперечного сечения ствола скважины, м2;
γц.р - плотность цементного раствора, кг/м3;
γж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3;
Hц.р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τвус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м2;
K - коэффициент, учитывающий размеры каверн (K≥ 1).
где Hвус - высота столба вязкоупругого состава, м;
Fскв - площадь поперечного сечения ствола скважины, м2;
γц.р - плотность цементного раствора, кг/м3;
γж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3;
Hц.р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τвус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м2;
K - коэффициент, учитывающий размеры каверн (K≥ 1).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний открытый конец колонны насосно-компрессорных труб при ее приподнятии после закачки цементного раствора располагают выше верхней его границы на 50 м.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98102965A RU2121559C1 (ru) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98102965A RU2121559C1 (ru) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2121559C1 true RU2121559C1 (ru) | 1998-11-10 |
| RU98102965A RU98102965A (ru) | 1999-03-10 |
Family
ID=20202439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98102965A RU2121559C1 (ru) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2121559C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485283C1 (ru) * | 2012-01-20 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения |
| RU2697099C1 (ru) * | 2018-11-12 | 2019-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом |
| CN113494267A (zh) * | 2020-03-18 | 2021-10-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气水井漏点封堵作业方法 |
-
1998
- 1998-03-27 RU RU98102965A patent/RU2121559C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Серенко И.А. и др. Вторичное цементирование нефтяныз и газовых скважин, Обзорная информация, вып. 4 (2), Серия: Бурение, М.: ВНИИОЭНГ, с. 59-81. Регламент на типовые технологические процессы вторичного цементирования эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности в скажинах, НГДУ "Туймазанефть", РД 39 Р-5752454 -007-90, Уфа, БашНИПИнефть, 1990, с. 28. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485283C1 (ru) * | 2012-01-20 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ вторичного цементирования технологических скважин подземных резервуаров различного назначения |
| RU2697099C1 (ru) * | 2018-11-12 | 2019-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом |
| CN113494267A (zh) * | 2020-03-18 | 2021-10-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气水井漏点封堵作业方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4665982A (en) | Formation fracturing technique using liquid proppant carrier followed by foam | |
| US7866395B2 (en) | Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| US4529036A (en) | Method of determining subterranean formation fracture orientation | |
| RU2324811C1 (ru) | Способ повышения продуктивности скважин (варианты) | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| CN105822252A (zh) | 固井管柱组合及固井方法 | |
| Karev et al. | Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity | |
| RU2732167C1 (ru) | Способ ремонта обсадной колонны в незацементированной части (варианты) | |
| RU2121559C1 (ru) | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине | |
| US4326586A (en) | Method for stressing thermal well casings | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2726718C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
| RU2235858C2 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье | |
| Khandka | Leakage behind casing | |
| RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| NO314419B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for fylling av fluid i en underjordisk formasjon | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2296209C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважину | |
| RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2707825C1 (ru) | Способ интенсификации дегазации угольного пласта | |
| RU2759247C1 (ru) | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек | |
| Muhammad et al. | Production Optimization Using Gas Lift Technique | |
| RU2234593C2 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| Al-Khawajah et al. | Water Shutoff Results in High Permeability Zones in Saudi Arabia | |
| RU2000125925A (ru) | Способ гидроразрыва пластов в скважинах |