RU2354802C1 - Method for well repair - Google Patents
Method for well repair Download PDFInfo
- Publication number
- RU2354802C1 RU2354802C1 RU2008120824/03A RU2008120824A RU2354802C1 RU 2354802 C1 RU2354802 C1 RU 2354802C1 RU 2008120824/03 A RU2008120824/03 A RU 2008120824/03A RU 2008120824 A RU2008120824 A RU 2008120824A RU 2354802 C1 RU2354802 C1 RU 2354802C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- space
- well
- pressure
- insulating material
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины, вскрывшей два и более продуктивных пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in the repair of a well that has uncovered two or more productive formations.
Известен способ цементирования обсадных колонн, который включает спуск обсадной колонны в скважину, заполненную промывочной жидкостью, закачивание тампонажного раствора с устья скважины в обсадную колонну и продавку его цементировочными агрегатами в затрубное пространство с подъемом до устья или до расчетной высоты. Кроме того, перед закачиванием тампонажного раствора межколонное (заколонное) пространство на устье герметизируют, устанавливают вакуумманометр, задвижку и через линию обвязки соединяют на прием с насосным агрегатом. В процессе закачивания тампонажного раствора в обсадную колонну и продавливания его в заколонное пространство вытесняемую жидкость из заколонного пространства откачивают насосным агрегатом при открытой задвижке в мерник вначале с производительностью, равной производительности продавливания, а к концу продавки подачу снижают до минимальной, не изменяя производительности откачивания. После продавливания тампонажного раствора до устья или расчетной высоты откачивание прекращают, а задвижку на устье закрывают на период затвердевания цемента (Номер публикации 93033445, опублик. 1996.07.10).A known method of cementing casing strings, which includes lowering the casing string into a well filled with flushing fluid, pumping cement slurry from the wellhead into the casing string and pushing it with cementing aggregates into the annulus with a rise to the wellhead or to the estimated height. In addition, before pumping the grouting mortar, the annular (annular) space at the mouth is sealed, a vacuum gauge is installed, a valve and connected to the reception with the pump unit through the piping line. In the process of pumping cement slurry into the casing and forcing it into the annular space, the displaced fluid from the annular space is pumped out by the pump unit with an open valve into the measuring unit, at the beginning with a capacity equal to the forcing capacity, and by the end of the forcing, the flow rate is reduced to the minimum without changing the pumping capacity. After forcing the grouting mortar to the mouth or the estimated height, pumping is stopped, and the valve on the mouth is closed for the period of cement hardening (Publication number 93033445, published. 1996.07.10).
Известный способ не позволяет создать качественный изолирующий мост в заколонном пространстве между двумя продуктивными пластами.The known method does not allow to create a high-quality insulating bridge in the annular space between two productive layers.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта заколонного пространства скважины, включающий уточнение глубины нахождения дефекта или отверстия в обсадной колонне, установку извлекаемого пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания под давлением, сброс давления и извлечение пакера. Закачку тампонажного раствора в зону дефекта или отверстий осуществляют после установки пакера ниже дефекта или отверстий с оставлением части тампонажного раствора пакером, затем сбрасывают давление и сразу же приподнимают пакер и перекрывают им дефект или отверстие в колонне, а вымывание остатков тампонажного раствора над пакером осуществляют путем создания над ним циркуляции продавочной жидкости, причем давление в обсадной колонне сбрасывают при сохранении давления в пакере (Патент РФ №1832822, опублик. 2000.09.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of repairing the annulus of the well, including determining the depth of the defect or hole in the casing, installing a recoverable packer, injecting the hardening grout into the annulus, washing out the remnants of the grout, waiting for it to solidify under pressure, dumping pressure and packer extraction. The grouting solution is injected into the defect zone or holes after installing the packer below the defect or holes, leaving a part of the grouting solution with the packer, then the pressure is released and the packer is immediately lifted and the defect or hole in the column is closed, and the grouting residue is washed out over the packer by creating over it circulation of the squeezing fluid, and the pressure in the casing is relieved while maintaining pressure in the packer (RF Patent No. 1832822, published. 2000.09.20 - prototype).
Способ позволяет отремонтировать заколонное пространство скважины в случае отсутствия там цементного кольца. При наличии дефектного цементного кольца или его остатков тампонажный раствор не проникает в заколонное пространство и не создает надежного моста между продуктивными пластами в околоскважинном пространстве.The method allows you to repair the annular space of the well in the absence of a cement ring there. In the presence of a defective cement ring or its residues, the cement slurry does not penetrate into the annular space and does not create a reliable bridge between productive formations in the near-wellbore space.
В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами.The proposed invention solves the problem of repairing the cemented annulus of the well between adjacent productive formations.
Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, согласно изобретению установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами, перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера, для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве, перед удалением пакера выравнивают давления в надпакерном и подпакерном пространстве, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала.The problem is solved in that in a method of repairing a well, including installing a packer, injecting a hardening grouting mortar into the annulus, washing out the remnants of the grouting mortar, waiting for it to solidify, depressurizing and removing the packer, according to the invention, the packer is installed between the lower and upper reservoirs, before by injection of the insulating material, the under-packer space is filled with insulating material and the packer is set up to pump the insulating material into the annular space They increase the pressure in the under-packer space, reduce the pressure in the well in the over-packer space without reducing the pressure in the under-packer space, before removing the packer, equalize the pressures in the over-packer and under-packer space, after removing the packer, wash the well from the remnants of the insulating material and carry out technological exposure to set and harden the insulating material.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. установка пакера;1. installation of the packer;
2. закачка твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство;2. injection of hardening grouting mortar into the annulus;
3. вымывание остатков тампонажного раствора;3. washing out the remains of cement slurry;
4. ожидание его затвердевания;4. waiting for its solidification;
5. сброс давления;5. pressure relief;
6. извлечение пакера;6. removing the packer;
7. установка пакера между нижним и верхним продуктивными пластами;7. installation of the packer between the lower and upper reservoirs;
8. перед закачкой изолирующего материала заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановка пакера;8. before the injection of insulating material, filling the sub-packer space with insulating material and setting the packer;
9. повышение давления в подпакерном пространстве;9. pressure increase in the under-packer space;
10. снижение давления в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве;10. reducing the pressure in the well in the above-packer space without reducing the pressure in the under-packer space;
11. выравнивание давления в надпакерном и подпакерном пространстве;11. pressure equalization in the above-packer and under-packer space;
12. удаление пакера;12. removal of the packer;
13. промывка скважины от остатков изолирующего материала;13. flushing the well from residues of insulating material;
14. проведение технологической выдержки для схватывания и твердения изолирующего материала.14. holding technological exposure for setting and hardening of the insulating material.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При вскрытии скважиной двух и более продуктивных пластов неизбежно возникают перетоки из нижнего пласта с большим давлением в верхний пласт с меньшим давлением по зацементированному заколонному пространству. Нарушение целостности цементного камня в заколонном пространстве и адгезии к обсадной трубе возникает в ходе эксплуатации скважины, при перфорации, кислотных обработках и т.п. Повторное цементирование обычными способами невозможно из-за весьма малых линий тока и невозможности поступления цементного раствора в зацементированное заколонное пространство. В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами. Задача решается следующим образом.When a well opens two or more productive strata, inevitably flows from the lower stratum with high pressure to the upper stratum with lower pressure over the cemented annular space occur. Violation of the integrity of the cement stone in the annulus and adhesion to the casing occurs during well operation, during perforation, acid treatments, etc. Re-cementing by conventional methods is not possible due to the very small streamlines and the impossibility of cement slurry entering the cemented annular space. The proposed invention solves the problem of repairing the cemented annulus of the well between adjacent productive formations. The problem is solved as follows.
В скважине вскрыты перфорацией нижний и верхний продуктивный пласт. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого через насосно-компрессорные трубы, конец которых расположен над пакером, прокачивают газ или пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижается, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство жидкостью. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве.In the well, the lower and upper reservoir are opened by perforation. A tubing string with a packer at the end is lowered into the well. The packer is placed between the reservoirs closer to the roof of the lower reservoir. Grouting mortar is pumped into the under-packer zone. Emphasize the face and installation of the packer. Increase pressure in the under-packer zone. Raise the tubing string from the packer. In this case, the landing hole in the packer is automatically closed and the pressure in the sub-packer zone is maintained. They reduce the pressure in the well in the overpacker space without reducing the pressure in the underpacker space. To do this, through the tubing, the end of which is located above the packer, pump gas or start a swab with the selection of fluid in the tank at the wellhead. The fluid level in the well decreases, so the pressure too. The combined effect of pressure on the plugging material from the subpacker zone and the decrease in pressure in the overpacker zone facilitates the entry of the plugging material through the perforations of the lower reservoir into the annulus between the reservoirs and its exit through the perforations of the upper reservoir into the well. The annular space appears to be plugged. Fill nadpakerny space with liquid. Insert the tubing string into the packer, reduce the pressure in the sub-packer area through the tubing string. Tear down the packer. The well is washed from the remnants of the insulating material and technological exposure is carried out for setting and hardening the insulating material in the near-wellbore space.
В результате удается создать надежную изоляцию заколонного пространства скважины и исключить перетоки вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.As a result, it is possible to create reliable isolation of the annulus of the well and to eliminate overflows along the well from the lower reservoir with high reservoir pressure to the upper reservoir with low reservoir pressure.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Ремонтируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую два продуктивных пласта с расстоянием между пластами 12 м. Пластовое давление в нижнем продуктивном пласте на 3 МПа больше, чем в верхнем продуктивном пласте. После перфорации обоих продуктивных пластов и отбора нефти было замечено, что нефть поступает только из нижнего пласта через перфорационные отверстия обоих пластов. Возникла необходимость ремонта заколонного пространства скважины. Для этого в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. В качестве пакера используют пакер типа ПГРК. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают цементный тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне созданием давления на устье скважины 10 МПа. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого по колонне насосно-компрессорных труб пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижают до 600 м от устья, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство водой. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку в течение 48 ч для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве. Осваивают скважину.An oil producing well is opened that has uncovered two reservoirs with a distance between the reservoirs of 12 m. The reservoir pressure in the lower reservoir is 3 MPa greater than in the upper reservoir. After perforation of both productive strata and selection of oil, it was noticed that oil comes only from the lower stratum through the perforations of both strata. There was a need to repair the annulus of the well. To do this, a tubing string with a packer at the end is lowered into the well. As a packer use a packer type PGRK. The packer is placed between the reservoirs closer to the roof of the lower reservoir. A cement grout is pumped into the under-packer zone. Emphasize the face and installation of the packer. Increase the pressure in the sub-packer zone by creating a pressure at the wellhead of 10 MPa. Raise the tubing string from the packer. In this case, the landing hole in the packer is automatically closed and the pressure in the sub-packer zone is maintained. They reduce the pressure in the well in the overpacker space without reducing the pressure in the underpacker space. To do this, a swab is launched through the tubing string with fluid withdrawal in a tank at the wellhead. The liquid level in the well is reduced to 600 m from the wellhead, respectively, the pressure too. The combined effect of pressure on the plugging material from the subpacker zone and the decrease in pressure in the overpacker zone facilitates the entry of the plugging material through the perforations of the lower productive formation into the annulus of the well between the productive formations and its exit through the perforations of the upper productive formation into the well. The annular space appears to be plugged. Fill nadpakerny space with water. Insert the tubing string into the packer, reduce the pressure in the sub-packer area through the tubing string. Tear down the packer. The well is washed from the remnants of the insulating material and the process is held for 48 hours to set and harden the insulating material in the near-wellbore space. Master the well.
В результате исследований установлено, что после ремонта оба продуктивных пласта имеют дебит нефти в соответствии с их продуктивностью, что свидетельствует о создании надежной изоляции заколонного пространства скважины и исключении перетоков вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.As a result of studies, it was found that after repair both productive formations have an oil flow rate in accordance with their productivity, which indicates the creation of reliable isolation of the annulus of the well and the exclusion of overflows along the well from the lower productive formation with high reservoir pressure to the upper production reservoir with low reservoir pressure .
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008120824/03A RU2354802C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for well repair |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008120824/03A RU2354802C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for well repair |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2354802C1 true RU2354802C1 (en) | 2009-05-10 |
Family
ID=41019998
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008120824/03A RU2354802C1 (en) | 2008-05-27 | 2008-05-27 | Method for well repair |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2354802C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498045C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well repair method |
RU2739181C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
-
2008
- 2008-05-27 RU RU2008120824/03A patent/RU2354802C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2498045C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well repair method |
RU2739181C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
CN110284865B (en) | Process method for completing repeated fracturing and energy supplement of compact oil horizontal well at one time | |
CN111927384A (en) | High-strength pure liquid plugging agent plugging process for plugging leaking layer and water plugging | |
RU2354802C1 (en) | Method for well repair | |
RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
RU2405930C1 (en) | Method for isolation of reservoir water inflow in well with buckled flow string under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
RU2644361C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well | |
RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
RU2323324C1 (en) | Injection well repair method | |
RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
RU2397314C1 (en) | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations | |
RU2397313C1 (en) | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations | |
RU2261991C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
RU2626495C1 (en) | Method of proppant washing from pipe string and bottom-hole zone after reservoir fracture | |
RU2008130738A (en) | METHOD FOR MONITORING A MULTILAYER WELL | |
RU2626496C1 (en) | Plugs removing method from perforated shank holes while pumping horizontal well in bitumen deposit | |
RU2354804C1 (en) | Method for well repair | |
RU2691425C1 (en) | Well abandonment method | |
RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130528 |