RU2131970C1 - Method of well killing - Google Patents
Method of well killing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2131970C1 RU2131970C1 RU97121014A RU97121014A RU2131970C1 RU 2131970 C1 RU2131970 C1 RU 2131970C1 RU 97121014 A RU97121014 A RU 97121014A RU 97121014 A RU97121014 A RU 97121014A RU 2131970 C1 RU2131970 C1 RU 2131970C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- killing
- pipe string
- weighted
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к глушению нефтяных и газовых скважин и может применяться в нефтяной и газовой промышленности при глушении открытых фонтанов. The invention relates to the killing of oil and gas wells and can be used in the oil and gas industry when killing open fountains.
Известен способ глушения скважины при постоянном давлении в бурильных трубах (Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1988, с. 100). A known method of killing a well at constant pressure in drill pipes (Shevtsov V. D. Prevention of gas showings and emissions when drilling deep wells. M., Nedra, 1988, p. 100).
Глушение скважины осуществляют после измерения избыточных давления и объема бурового раствора путем промывки скважины при постоянном давлении в бурильных трубах для удаления газовой пачки из кольцевого пространства. Затем останавливают циркуляцию и подутяжеляют буровой раствор в скважине. Well killing is carried out after measuring the excess pressure and volume of the drilling fluid by flushing the well at constant pressure in the drill pipes to remove the gas pack from the annular space. Then the circulation is stopped and the drilling fluid is tightened in the well.
Известен способ глушения скважин методом ожидания и утяжеления (Логанов Ю. Д. , Соболевский В. В., Симонов В.М., Открытые фонтаны и борьба с ними. Справочник. М. , Недра, 1991, с. 139. при этом способе осуществляют те же действия, изложенные в предыдущем способе. Отличительной особенностью является то, что после закрытия скважины предварительно утяжеляют буровой раствор а затем осуществляют вымыв газовой пачки и одновременным замещением применявшегося перед проявлением бурового раствора, достигая превышения забойного давления над пластовым. A known method of killing wells by the method of waiting and weighting (Loganov Yu. D., Sobolevsky V.V., Simonov V.M., Open fountains and the fight against them. Reference book. M., Nedra, 1991, S. 139. with this method The distinctive feature is that after closing the well, the drilling fluid is preliminarily heavier and then the gas pack is washed out and at the same time the drilling fluid used before the manifestation is reached, reaching an excess of the bottomhole pressure over the reservoir.
Общими недостатками вышеприведенных способов являются:
- по данным замеров избыточного давления в закрытой скважине невозможно определить плостовое давление, и, следовательно, выбрать необходимую плотность утяжеленного раствора;
- после герметизации скважины на устье может вырасти давление, превышающее предельно допустимое для устьевого оборудования, что может привести к его разрушению;
- в случае завышения плотности бурового раствора может возникнуть гидроразрыв пород в процессе глушения скважины, что приведет к интенсивному поглощению бурового раствора и более интенсивным проявлениям;
- процесс глушения скважины сопряжен со значительными потерями бурового раствора и времени на глушение.Common disadvantages of the above methods are:
- according to the measurements of excess pressure in a closed well, it is impossible to determine the reservoir pressure, and, therefore, to select the necessary density of the weighted solution;
- after sealing the well at the wellhead, pressure may increase that exceeds the maximum allowable for wellhead equipment, which can lead to its destruction;
- if the density of the drilling fluid is overestimated, hydraulic fracturing may occur during the killing of the well, which will lead to intensive absorption of the drilling fluid and more intense manifestations;
- the process of killing a well is associated with significant losses of drilling fluid and time for killing.
Известен способ глушения скважины путем ограничения давления перед дросселем (Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин - М., Недра, 1988, с. 116). There is a method of killing a well by limiting the pressure in front of the throttle (Shevtsov V. D. Prevention of gas showings and emissions when drilling deep wells - M., Nedra, 1988, p. 116).
Применение данного способа для глушения скважины позволяет избежать разрушения устья скважины после ее герметизации путем сброса давления через регулируемый дроссель. Перед глушением рассчитывают необходимую плотность бурового раствора и подачу насосов для заполнения скважины. Промывают скважину с допустимым противодавлением на устье с одновременным утяжелением циркулирующего бурового раствора до тех пор, пока не установится равенство пластового давления сумме гидростатического давления утяжеленного бурового раствора, гидростатического столба смеси бурового раствора и пластового флюида, гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве и противодавления на устье скважины. The use of this method for killing a well avoids the destruction of the wellhead after sealing it by depressurizing through an adjustable throttle. Before jamming, the required density of the drilling fluid and the supply of pumps to fill the well are calculated. A well is washed with a permissible counterpressure at the wellhead with a simultaneous increase in weight of the circulating drilling fluid until the formation pressure is equal to the sum of the hydrostatic pressure of the weighted drilling fluid, the hydrostatic column of the mixture of the drilling fluid and reservoir fluid, hydraulic resistance in the annular space and backpressure at the wellhead.
Недостатками данного способа являются:
- невозможность точного определения необходимой плотности бурового раствора и подачи насосов из-за отсутствия данных о механизме перераспределения жидкой и газовой фаз в кольцевом пространстве;
- при продолжающемся утяжелении бурового раствора можно создать давление на забое скважины, превышающее пластовое, что приведет к интенсивному поглощению бурового раствора при глушении;
- переход к ограничению давления перед дросселем может привести к возникновению неуравновешенности забойного давления, вследствие чего, процесс глушения может также сопровождаться поглощением бурового раствора, более интенсивным проявлением и увеличением времени глушения скважины.The disadvantages of this method are:
- the impossibility of accurately determining the required density of the drilling fluid and pumping due to the lack of data on the mechanism of redistribution of liquid and gas phases in the annular space;
- with continued weighting of the drilling fluid, it is possible to create pressure on the bottom of the well in excess of the reservoir, which will lead to intensive absorption of the drilling fluid during jamming;
- the transition to limiting the pressure in front of the throttle can lead to an imbalance in bottomhole pressure, as a result of which, the killing process can also be accompanied by absorption of the drilling fluid, a more intense manifestation and an increase in the time of killing the well.
Наиболее близким техническим решением является способ глушения скважин путем задавливания пластового флюида в пласт (Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1988 с. 146). Способ, принятый за прототип, осуществляют следующими действиями. Герметизируют устье скважины. В случае необходимости опускают колонны бурильных труб до кровли проявляющего пласта или до забоя скважины. Утяжеляют буровой раствор до плотности, определяемой пластовым давлением, и закачивают его с малой производительностью, не допуская повышения давления до предельного значения на устье скважины. Глушение скважины ведут до полного вытеснения пластового флюида из кольцевого и трубного пространств, увеличивая подачу бурового раствора. При повышении давления до предельного значения, задавливание скважины прекращают и устанавливают наблюдение за скважиной. Во время наблюдения определяют объем раствора, закачанный в скважину и какой объем еще осталось закачать. После некоторого снижения давления на устье скважины и его стабилизации возобновляют нагнетание утяжеленного раствора. После закачки раствора в объеме скважины процесс нагнетания прекращают и сбрасывают избыточное давление на устье скважины до атмосферного через регулирующий дроссель. Затем, вновь герметизируют устье скважины и ведут наблюдение за повышением давления на устье. В случае повышения давления снова утяжеляют буровой раствор и вновь производят операции по глушению скважины методом ожидания и утяжеления до полного выхода на равновесие с пластовым давлением. The closest technical solution is the method of killing wells by crushing formation fluid into the formation (Shevtsov V.D. Prevention of gas phenomena and emissions when drilling deep wells. M., Nedra, 1988, p. 146). The method adopted for the prototype is carried out by the following steps. Seal the wellhead. If necessary, drill pipe columns are lowered to the roof of the developing formation or to the bottom of the well. Weight the drilling fluid to a density determined by reservoir pressure, and pump it with low productivity, preventing the pressure from rising to a limit value at the wellhead. Well silencing is carried out until the formation fluid is completely displaced from the annular and pipe spaces, increasing the flow rate of the drilling fluid. When the pressure rises to the limit value, the crushing of the well is stopped and the monitoring of the well is established. During the observation, the volume of the solution pumped into the well is determined and how much volume remains to be pumped. After a certain decrease in pressure at the wellhead and its stabilization, the injection of a weighted solution is resumed. After the solution is injected into the well volume, the injection process is stopped and the overpressure at the wellhead is released to atmospheric pressure through a control throttle. Then, the wellhead is again sealed and the pressure on the wellhead is monitored. In the event of an increase in pressure, the drilling fluid is again heavier and operations are again performed to kill the well by the waiting and weighting method until it is completely in equilibrium with reservoir pressure.
Основным недостатком данного способа является то, что давление на устье скважины в процессе глушения может превысить предельно допустимое и вызвать разрушение устья скважины. Кроме того, при выбранной плотности бурового раствора по пластовому давлению может также возникнуть поглощение бурового раствора проявляющим пластом в связи с тем, что гидродинамическое давление, создаваемое столбом раствора на забое скважины с учетом давления на устье, будет превосходить давление в призабойной зоне пласта. В этих условиях скважина будет и поглощать буровой раствор и проявлять в процессе глушения, увеличения затраты при выполнении работ. The main disadvantage of this method is that the pressure at the wellhead during killing can exceed the maximum allowable and cause the destruction of the wellhead. In addition, at a selected density of the drilling fluid in the formation pressure, the absorption of the drilling fluid by the developing formation may also occur due to the fact that the hydrodynamic pressure created by the mud column at the bottom of the well, taking into account the pressure at the wellhead, will exceed the pressure in the bottomhole formation zone. Under these conditions, the well will absorb the drilling fluid and exhibit in the process of killing, increasing costs when performing work.
Целью настоящего изобретения является повышения эффективности процесса глушения скважин при оптимальных условиях и снижение затрат при выполнении работ за счет сокращения потерь бурового раствора и времени глушения. The aim of the present invention is to increase the efficiency of the process of killing wells under optimal conditions and reducing costs when performing work by reducing the loss of drilling fluid and time killing.
Для достижения поставленной цели определяют оптимальные условия глушения скважины: при заданном расположении колонны труб в скважине определяют оптимальные параметры, а при ее отсутствии сначала задаются параметрами глушения, а затем определяют оптимальную глубину и опускают колонну труб в скважину на эту глубину. Затем, нагнетают через колонну труб в скважину при герметизированном устье последовательно жидкость глушения, утяжеленный и буровой растворы, поддерживая давление на устье скважины в регулируемом диапазоне. При проведении работ по глушению вытесняют из скважины пластовый флюид гравитационным замещением легкого пластового флюида жидкостью глушения и утяжеленным раствором с выходом на динамическое давление у низа колонны труб, равное забойному, а затем на пластовое в зоне проявления. Процесс глушения скважины продолжается до выхода на равновесие статического давления, создаваемого на забое скважины утяжеленным и буровым растворами, с пластовым. Дальнейшие работы по скважине осуществляют путем допуска колонны труб до кровли продуктивного горизонта и вымывают из скважины утяжеленный раствор и оставшийся пластовый флюид буровым раствором, плотность которого определяют по пластовому давлению и которая всегда меньше плотности утяжеленного раствора. Процесс глушения на скважине прекращают после выхода на равновесие забойного давления, определяемого по статическому давлению столба бурового раствора, с пластовым давлением. Регулируемый сброс продукции скважины из кольцевого пространства осуществляют через дроссели, установленные на боковых отводах превентора, поддерживая давление на устье в заданных пределах, не превышая предельно допустимой величины. Глушение ведут вначале с применением жидкости глушения (воды), затем утяжеленным буровым раствором и заканчивают процесс на буровом растворе. В зависимости от глубины расположения колонны труб в скважине устанавливают оптимальные параметры глушения, перед нагнетанием жидкости глушения, утяжеленного и бурового растворов. Для этого, определяют объем и плотность жидкости глушения, производительности насосов и давления нагнетания, необходимый диапазон изменения противодавления на устье скважины в кольцевом пространстве при минимуме затрат средств и времени процесса глушения из равенства:
Pзаб.= Pд.п.+ΣPст.см.+ΣPтр.см., (I)
где Рзаб. и Рд. п. - давление на забое и допустимое противодавление в скважине;
Рст. см. = Рст. по.ф. + Рст.см. - соответственно, статические давления столбов пластового флюида в интервале пласт-низ колонны труб и смеси пластового флюида и жидкости глушения:
4 Ртр.см. = Ртр1 + Ртр2 - соответственно, потери давления на преодоление гидравлических сопротивления при подъема пластового флюида и смеси его с жидкостью глушения в тех же интервалах.To achieve this goal, the optimal conditions for killing the well are determined: for a given location of the pipe string in the well, the optimal parameters are determined, and if it is absent, they are first set by the killing parameters, and then the optimal depth is determined and the pipe string is lowered into the well to this depth. Then, killing fluid, weighted and drilling fluids are sequentially pumped through the pipe string into the well with a sealed wellhead, maintaining pressure at the wellhead in a controlled range. During killing, formation fluid is displaced from the well by gravitational replacement of the light formation fluid with a killing fluid and a weighted solution with a dynamic pressure at the bottom of the pipe string equal to the bottomhole pressure and then to the reservoir pressure in the development zone. The process of killing a well continues until the static pressure created at the bottom of the well by weighted and drilling fluids with the reservoir reaches equilibrium. Further work on the well is carried out by admitting the pipe string to the roof of the productive horizon and the weighted solution and the remaining formation fluid are washed out of the well with drilling fluid, the density of which is determined by the reservoir pressure and which is always less than the density of the weighted solution. The process of killing in the well is stopped after the bottomhole pressure is reached at equilibrium, determined by the static pressure of the mud column, with reservoir pressure. An adjustable discharge of well products from the annular space is carried out through throttles installed on the lateral branches of the preventer, maintaining the pressure at the wellhead within specified limits, not exceeding the maximum permissible value. Jamming is carried out first with the use of a kill fluid (water), then with a weighted drilling fluid and the process is completed with a drilling fluid. Depending on the depth of the pipe string in the well, optimal killing parameters are established, before pumping out the killing fluid, weighted and drilling fluids. To do this, determine the volume and density of the killing fluid, pump performance and injection pressure, the required range of changes in back pressure at the wellhead in the annular space with a minimum of cost and time of the killing process from equality
P zab. = P d.p. + ΣP st.s. + ΣP tr.s. , (I)
where is rzab. and Rd. p. - bottomhole pressure and allowable back pressure in the well;
RST see = RST. by F. + Rst.sm. - respectively, the static pressure of the stratum fluid columns in the interval of the bottom-bottom of the pipe string and the mixture of reservoir fluid and kill fluid:
4 rtr.sm. = Rtr 1 + Rtr 2 - respectively, the pressure loss to overcome hydraulic resistance during the rise of the reservoir fluid and its mixture with the kill fluid in the same intervals.
Если в скважине отсутствует колонна труб, то сначала задаются параметрами глушения, а затем определяют оптимальную глубину, на которую и опускают колонну. После достижения в процессе нагнетания жидкости глушения динамического равновесия давления у низа колонны труб с забойным давлением приступают к нагнетанию утяжеленного раствора, плотность и объем которого и другие параметры глушения определяют по формуле, записанной в следующем виде:
Pпл= ΣPст.см.+Pст.у.р., (2)
где Рст. см. = ρ см. g(H-h) - статическое давление столба смеси пластового флюида и жидкости глушения в кольцевом пространстве;
Рст.у.р. - статическое давление столба утяжеленного раствора в интервале пласт - низ колонны труб;
H - глубина скважины (местоположение проявляющего пласта).If there is no pipe string in the well, then the silencing parameters are first set, and then the optimum depth is determined, to which the string is lowered. After attaining in the process of pumping the liquid the damping of the dynamic equilibrium of pressure at the bottom of the pipe string with bottomhole pressure, they begin to pump the heavier solution, the density and volume of which and other parameters of killing are determined by the formula written in the following form:
P PL = ΣP + P senior , (2)
where rst. see = ρ see g (Hh) is the static pressure of the column of the mixture of reservoir fluid and killing fluid in the annular space;
Rst.u.r. - the static pressure of the column of a weighted solution in the interval layer - bottom of the pipe string;
H is the depth of the well (location of the developing formation).
При нагнетании утяжеленного раствора в скважине начнет повышаться забойное давление до пластового. При этом могут быть два случая.:
- темп повышения давления в призабойной зоне пласта (ПЭП) меньше темпа создания противодавления гидростатическим столбом утяжеленного раствора;
- темп повышения давления в ПЭП выше темпа создания противодавления.Upon injection of a weighted solution in the well, bottomhole pressure will increase to the reservoir pressure. There may be two cases:
- the rate of increase in pressure in the bottomhole formation zone (PEP) is less than the rate of creation of counter-pressure by the hydrostatic column of the heavier solution;
- the rate of increase in pressure in the probe is higher than the rate of creation of backpressure.
В первом случае сразу же после начала нагнетания утяжеленного раствора давление на устье скважины начинает падать. Как только обнаруживается это снижение давления, герметизируют устье скважины и приступают к вытеснению пластового флюида из ствола скважины в пласт утяжеленным раствором с последующим переходом на буровой раствор. Во втором случае давление на устье скважины будет повышаться при гравитационном вытеснении пластового флюида утяжеленным раствором и превышении пластового давления над статическими, создаваемыми утяжеленным раствором в интервале h и вытесняемым пластовым флюидом и жидкостью глушения в интервале) H - h. Поэтому в том и другом случаях начинают нагнетание утяжеленного раствора при нижнем пределе давления на устье скважины до предельно допустимого давления. Нижний предел давления в кольцевом пространстве на устье скважины определяют по скорости подъема пластового флюида в заданном интервале регулируемого давления. При этом часть утяжеленного раствора, закачанного в скважину, вслед за жидкостью глушения будет продолжать опускаться к забою под действием сил гравитации, а вновь поступивший объем этого раствора будет подниматься в кольцевое пространство до тех пор, пока не наступит равенство скоростей восходящего потока пластового флюида и опускания утяжеленного раствора в пластовом флюиде, находящегося в нем в условиях покоя. При продолжающемся процессе нагнетания утяжеленного раствора происходит постоянное возрастание гидродинамического противодавления, создаваемого утяжеленным раствором, с учетом предельно допустимого давления на устье скважины, которое становится выше пластового давления. В результате этого начинает происходить процесс вытеснения пластового флюида из скважины в двух направлениях: в пласт и к устью скважины за счет гравитационного замещения. Вышеприведенный процесс глушения скважины при нагнетании утяжеленного раствора отражается на поведении давления на устье скважины. Зная истинную скорость опускания утяжеленного раствора в пластовом флюиде, скорость восходящего потока пластового флюида на глубине погружения колонны труб и производительность насосов, можно определить время подъема и сброса давления на устье скважины, т.е. пределы регулирования давления во времени. Для высокодебитных скважин процесс регулирования от нижнего предела до предельно допустимого давления может повторяться несколько раз при непрерывном нагнетании утяжеленного раствора через колонну труб в скважину. После закачки расчетного объема утяжеленного раствора и выхода на динамическое равновесие с пластовым давлением постепенно открывают устье скважины и вымывают жидкость глушения и пластовый флюид буровым раствором. После выравнивания плотности бурового раствора в кольцевом пространстве по циклу циркуляции и выхода на равновесие с пластовым давлением приступают к допуску колонны труб до проявляющего пласта. Восстанавливают циркуляцию, вымывают утяжеленный раствор и оставшийся в нем пластовый флюид и вновь выравнивают плотность бурового раствора в стволе скважины с выходом на равновесие, создаваемого статическим столбом бурового раствора и пластовым. На этом процесс глушения скважины закачивается. In the first case, immediately after the start of injection of the weighted solution, the pressure at the wellhead begins to drop. As soon as this decrease in pressure is detected, the wellhead is sealed and the formation fluid is displaced from the wellbore into the formation with a weighted solution, followed by transfer to the drilling fluid. In the second case, the pressure at the wellhead will increase with gravitational displacement of the formation fluid with a weighted solution and excess of the reservoir pressure over the static ones created by the weighted solution in the interval h and displaced by the formation fluid and the kill fluid in the interval) H - h. Therefore, in both cases, the injection of a weighted solution begins at the lower pressure limit at the wellhead to the maximum allowable pressure. The lower limit of pressure in the annular space at the wellhead is determined by the rate of rise of the reservoir fluid in a given interval of controlled pressure. At the same time, part of the weighted solution injected into the well, following the kill fluid, will continue to descend to the bottom due to gravity, and the newly arrived volume of this solution will rise into the annular space until the formation velocity is equal to the velocity of the formation fluid and lowering weighted solution in the reservoir fluid, which is in it at rest. With the ongoing process of injection of the weighted solution, there is a constant increase in the hydrodynamic back pressure created by the weighted solution, taking into account the maximum allowable pressure at the wellhead, which becomes higher than the reservoir pressure. As a result of this, the process of displacing the formation fluid from the well in two directions begins: in the formation and to the wellhead due to gravity replacement. The above process of killing a well when injecting a weighted solution is reflected in the behavior of the pressure at the wellhead. Knowing the true rate of lowering the weighted solution in the formation fluid, the velocity of the upward flow of the formation fluid at the depth of the pipe string and the performance of the pumps, we can determine the time of pressure rise and release at the wellhead, i.e. pressure regulation limits over time. For high production wells, the control process from the lower limit to the maximum allowable pressure can be repeated several times with continuous injection of the weighted solution through the pipe string into the well. After pumping the calculated volume of the weighted solution and reaching dynamic equilibrium with reservoir pressure, the wellhead is gradually opened and the killing fluid and formation fluid are washed out with the drilling fluid. After leveling the density of the drilling fluid in the annular space along the circulation cycle and reaching equilibrium with the reservoir pressure, the pipe string is allowed to admit to the developing formation. The circulation is restored, the weighted solution and the formation fluid remaining in it are washed out and the density of the drilling fluid in the wellbore is again leveled with the equilibrium created by the static drilling fluid column and the formation. This completes the process of killing the well.
Примеры конкретного выполнения. Examples of specific performance.
Пример 1. Example 1
На глубине 5300 м был вскрыт продуктивный горизонт с пластовым давлением 98,5 МПа. Во время подъема бурильного инструмента началось нефтегазопроявление. Давление на устье закрытой скважины поднялось до 45 МПа. При этом давлении произошла разгерметизация устьевого оборудования и скважину пустили в работу по боковым отводам превентора. Скважина работала нефтью с дебитом 2500 м3/сут, пластовой воды - 2500 м3/сут, и расходом газа 1000000 м3/сут. После проведения ремонтных работ была установлена величина предельно допустимого давления на устье скважины в кольцевом пространстве, Рд.п. = 36 МПа. Затем приступили к глушению скважины с выбором оптимальных параметров глушения при заданной глубине расположения колонны бурильных труб на глубине 4500 м при забое 5150 м. Процесс глушения был разбит на три этапа. На первом этапе закачали жидкость глушения - воду в объеме 36 м3 при производительности насосов 0,005 м3/с и давлении нагнетания 42 МПа. Затем приступили к нагнетанию утяжеленного раствора при поддержании нижнего предела давления на устье скважины. Когда утяжеленный раствор плотностью 2200 кг/м3 дошел до низа колонны бурильных труб, вытеснив воду из них в кольцевое пространство, вышли на равновесие с забойным давлением, равным 77 МПа. В соответствии с расчетами была увеличена производительность насосов до 0,01 м3/с. При нагнетании утяжеленного раствора через 46 мин давление в кольцевом пространстве поднялось до 36 МПа, а давление нагнетания увеличилось в 40 до 46 МПа. Продолжая нагнетание раствора произвели первое снижение давления на устье скважины с 36 до 23 МПа за 5 мин. Через 2 мин давление вновь выросло до 26 МПа. Gроизвели повторное снижение давления до 23 МПа. Время снижения давления составило 2 мин, а время нового подъема давления осталось прежним. Третий раз снизили давление до 23 МПа за 2 мин, которое затем выросло вновь до 36 МПа также за 3 мин. При четвертом снижении давления за 1 мин давление упало до 21 МПа, что свидетельствовало о превышении текущего забойного давления за счет гравитационного замещения и вытеснении пластового флюида из ствола скважины. Это также подтвердилось тем, что рост давления до 36 МПа произошел уже за 4 мин. При дальнейшем нагнетании, после закачки 60 м3 утяжеленного раствора, давление на забое скважины стало равным пластовому и при прокачке еще 6 м3 давление на устье скважины в кольцевом пространстве стало самопроизвольно снижаться. Остановили закачку утяжеленного раствора и приступили к нагнетанию бурового раствора плотностью, равной 1920 кг/м 3 при производительности насосов 0,02 м3/с. При этом давление нагнетания составило 36 МПа. После выравнивания плотности бурового раствора по циклу циркуляции допустили колонну бурильных труб до забоя и вновь выравнили плотность бурового раствора и вышли на равновесие с пластовым давлением, скважина была заглушена.At a depth of 5300 m, a productive horizon was discovered with a reservoir pressure of 98.5 MPa. During the lifting of the drilling tool, oil and gas development began. The pressure at the mouth of a closed well rose to 45 MPa. At this pressure, the wellhead equipment was depressurized and the well was put into operation along the lateral branches of the preventer. The well worked with oil with a flow rate of 2500 m 3 / day, produced water - 2500 m 3 / day, and gas flow rate of 1,000,000 m 3 / day. After carrying out repair work, the maximum permissible pressure at the wellhead in the annular space was established, Rd.p. = 36 MPa. Then they started killing the well with the choice of optimal killing parameters for a given depth of drill pipe string at a depth of 4500 m at a bottom of 5150 m. The killing process was divided into three stages. At the first stage, killing liquid was pumped - water in a volume of 36 m 3 with a pump capacity of 0.005 m 3 / s and a discharge pressure of 42 MPa. Then began to pump a weighted solution while maintaining the lower pressure limit at the wellhead. When the weighted solution with a density of 2200 kg / m 3 reached the bottom of the drill pipe string, displacing water from them into the annular space, they reached equilibrium with bottomhole pressure equal to 77 MPa. In accordance with the calculations, the pump productivity was increased to 0.01 m 3 / s. When the weighted solution was injected after 46 minutes, the pressure in the annular space rose to 36 MPa, and the injection pressure increased from 40 to 46 MPa. Continuing the injection of the solution, the first pressure decrease was made at the wellhead from 36 to 23 MPa in 5 minutes. After 2 minutes, the pressure rose again to 26 MPa. A repeated decrease in pressure to 23 MPa was made. The time for pressure reduction was 2 minutes, and the time for a new rise in pressure remained the same. The third time the pressure was reduced to 23 MPa in 2 minutes, which then rose again to 36 MPa in 3 minutes. With a fourth pressure drop in 1 min, the pressure dropped to 21 MPa, which indicated that the current bottomhole pressure was exceeded due to gravity replacement and displacement of the reservoir fluid from the wellbore. This was also confirmed by the fact that the pressure increase to 36 MPa occurred within 4 minutes. With further injection, after 60 m 3 of weighted solution was injected, the pressure at the bottom of the well became equal to the formation pressure, and when pumping another 6 m 3, the pressure at the wellhead in the annular space began to decrease spontaneously. We stopped the injection of a weighted fluid and started pumping the drilling fluid with a density of 1920 kg / m 3 at a pump capacity of 0.02 m 3 / s. The discharge pressure was 36 MPa. After aligning the density of the drilling fluid in a circulation cycle, the drill string was allowed to the bottom and again the density of the drilling fluid was equalized and reached equilibrium with reservoir pressure, the well was plugged.
Пример 2. Example 2
Скважиной был вскрыт высокотрещиноватый продуктивный пласт на глубине 3500 м с пластовым давлением 42,4 МПа. При начавшемся газонефтяном проявлении во время подъема колонны труб, последние были выброшены из скважины и началось открытое фонтанирование. В этих условиях было принято решение опустить под давлением в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ). Также было принято решение: в качестве утяжеленного раствора применить хлоркальциевый раствор с максимальной плотностью и изменением производительности насосов от 5 до 30 л/с. По принятым параметрам глушения была определена оптимальная глубина 1250 м и после герметизации устья в скважину опустили НКТ. Скважина работала нефтью с дебитом 1500 м3/сут, водой с дебитом 3000 м3/сут и расходом газа 58000 нм3/сут при забойном давлении 31,4 МПа при поддержании давления 7 МПа на устье скважины в кольцевом пространстве. Чтобы не вызвать разрушение обсадной колонны из-за возможных температурных деформаций, могущих возникнуть при нагнетании холодной воды в скважину в качестве жидкости глушения, процесс глушения был разбит на 3 этапа. На 1-ом этапе вначале осуществили закачку горячей воды, нагретой до 50oC в объеме 21 м3, а затем приступили к нагнетанию холодной воды при давлениях в трубном пространстве 5 МПа и затрубном 7 МПа. После прокачки 70 м3 воды давление в кольцевом пространстве возросло до 8 МПа, а трубном - до 7 МПа. Прикрыли частично один боковой дроссель на выкиде превентора, давление на устье скважины стабилизировалось на уровне 8,5 МПа. При этом противодавлении с учетом гидродинамических давлений в скважине вышли на равновесие у низа НКТ с забойным давлением 36,6 МПа. После этого приступили ко 2-му этапу. В качестве утяжеленного раствора применили хлоркальциевый раствор плотностью 1350 кг/м3. При закачке хлоркальциевого раствора давление в кольцевом пространстве возросло до 9,5 МПа и стабилизировалось. В этих условиях было принято решение продолжить нагнетание хлоркальциевого раствора при закрытом трубном пространстве. После нагнетания 40 м3 утяжеленного раствора вышли на равновесие с пластовым давлением. После открытия скважины давление упало до нуля, скважина не проявляла и не поглощала. На третьем этапе опустили НКТ на глубину 2970 м и произвели замену хлоркальциевого раствора и пластового флюида и интервале 0-2970 м путем промывки скважины буровым раствором плотностью 1300 кг/м3. Скважина была пущена в работу после установки фонтанной арматуры на устье скважины при открытой части ствола в интервале 2976-2500 м.A highly fractured productive formation was discovered at a depth of 3,500 m with a reservoir pressure of 42.4 MPa. When the gas and oil manifestation began during the lifting of the pipe string, the pipes were ejected from the well and open gushing began. Under these conditions, it was decided to lower the tubing under pressure into the well. It was also decided: to use a calcium chloride solution with a maximum density and a change in pump performance from 5 to 30 l / s as a weighted solution. According to the accepted parameters of jamming, the optimal depth of 1250 m was determined and after sealing the mouth into the well, the tubing was lowered. The well worked with oil with a flow rate of 1,500 m 3 / day, water with a flow rate of 3,000 m 3 / day and a gas flow rate of 58,000 nm 3 / day with a bottomhole pressure of 31.4 MPa while maintaining a pressure of 7 MPa at the wellhead in the annular space. In order not to cause destruction of the casing string due to possible temperature deformations that may occur when cold water is injected into the well as a kill fluid, the kill process was divided into 3 stages. At the first stage, first hot water was heated up to 50 ° C in a volume of 21 m 3 , and then cold water was pumped at pressures in the pipe space of 5 MPa and annular 7 MPa. After pumping 70 m 3 of water, the pressure in the annular space increased to 8 MPa, and the pipe pressure to 7 MPa. Partially one side throttle was covered on the preventer spill, pressure at the wellhead stabilized at 8.5 MPa. With this backpressure, taking into account the hydrodynamic pressures in the well, they reached equilibrium at the bottom of the tubing with a bottomhole pressure of 36.6 MPa. After that, we started the 2nd stage. As a weighted solution used calcium chloride solution with a density of 1350 kg / m 3 . When the calcium chloride solution was injected, the pressure in the annular space increased to 9.5 MPa and stabilized. Under these conditions, it was decided to continue the injection of calcium chloride solution with a closed tube space. After injection, 40 m 3 of weighted solution reached equilibrium with reservoir pressure. After the opening of the well, the pressure dropped to zero, the well did not show and did not absorb. At the third stage, the tubing was lowered to a depth of 2970 m and the calcium chloride solution and formation fluid were replaced in the interval 0-2970 m by flushing the well with a drilling fluid with a density of 1300 kg / m 3 . The well was put into operation after the installation of fountain reinforcement at the wellhead with the open part of the trunk in the interval 2976-2500 m.
Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет при минимуме затрат средств и времени заглушить скважину, после чего могут быть продолжены работы по ее строительству. Thus, the use of the proposed method allows at a minimum cost and time to plug the well, after which work on its construction can be continued.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97121014A RU2131970C1 (en) | 1997-11-26 | 1997-11-26 | Method of well killing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97121014A RU2131970C1 (en) | 1997-11-26 | 1997-11-26 | Method of well killing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2131970C1 true RU2131970C1 (en) | 1999-06-20 |
Family
ID=20200134
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97121014A RU2131970C1 (en) | 1997-11-26 | 1997-11-26 | Method of well killing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2131970C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2449109C2 (en) * | 2010-07-14 | 2012-04-27 | Игорь Юрьевич Мацур | Method of emergency killing of well with submarine location of mouth and device for its implementation (versions) |
| RU2451788C2 (en) * | 2010-06-17 | 2012-05-27 | Григорий Наумович Гензель | Method to suppress spills from emergency oil and gas wells during field development |
| WO2014114973A1 (en) * | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Carrascal Ramirez Liliana | Method to control a blowout from an oil/gas well with a detachable capping device |
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
| CN115653536A (en) * | 2022-09-30 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | Circulating pressure control method and system for liquid rubber plug packing production zone in drilling process |
| RU2806988C1 (en) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for killing and decommissioning injection well for repairs |
-
1997
- 1997-11-26 RU RU97121014A patent/RU2131970C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М.: Недра, 1988, с.146. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451788C2 (en) * | 2010-06-17 | 2012-05-27 | Григорий Наумович Гензель | Method to suppress spills from emergency oil and gas wells during field development |
| RU2449109C2 (en) * | 2010-07-14 | 2012-04-27 | Игорь Юрьевич Мацур | Method of emergency killing of well with submarine location of mouth and device for its implementation (versions) |
| WO2014114973A1 (en) * | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Carrascal Ramirez Liliana | Method to control a blowout from an oil/gas well with a detachable capping device |
| RU2753440C1 (en) * | 2020-12-23 | 2021-08-16 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Интех" | Method for controlling parameters of liquids injected into well |
| CN115653536A (en) * | 2022-09-30 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | Circulating pressure control method and system for liquid rubber plug packing production zone in drilling process |
| CN115653536B (en) * | 2022-09-30 | 2024-06-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | Circulating pressure control method and system for liquid rubber plug packing production layer in drilling process |
| RU2806988C1 (en) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for killing and decommissioning injection well for repairs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2336407C2 (en) | Device and method of dynamic control of annulus pressure | |
| US4224989A (en) | Method of dynamically killing a well blowout | |
| CA2344627C (en) | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore | |
| CA2262279C (en) | Down hole, hydrodynamic well control, blowout prevention | |
| US4627496A (en) | Squeeze cement method using coiled tubing | |
| CN106948803B (en) | Well killing processing method for kick in tripping process | |
| RU2520201C1 (en) | Well pressure maintaining method | |
| CN105026679A (en) | Drilling method for drilling a subterranean borehole | |
| EA014617B1 (en) | Process for controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| US20070119621A1 (en) | Method and device for controlling drilling fluid pressure | |
| AU2013221574A1 (en) | Systems and methods for managing pressure in a wellbore | |
| US8851181B2 (en) | Method for circulating a fluid entry out of a subsurface wellbore without shutting in the wellbore | |
| RU2253009C1 (en) | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns | |
| CA2840326A1 (en) | Gas injection for managed pressure drilling | |
| US2808887A (en) | Method for loosening stuck drill pipe | |
| RU2131970C1 (en) | Method of well killing | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| CN111535747B (en) | Method for preventing leakage of casing under drilling narrow window | |
| RU2640844C1 (en) | Method for running casing string in horizontal long-distance wellbore | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
| SU1659626A1 (en) | Method of well completion | |
| RU2813414C1 (en) | Method for killing horizontal gas wells | |
| RU2148698C1 (en) | Method for opening of productive gas-bearing bed by drilling |