RU2364702C1 - Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells - Google Patents
Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2364702C1 RU2364702C1 RU2008106553/03A RU2008106553A RU2364702C1 RU 2364702 C1 RU2364702 C1 RU 2364702C1 RU 2008106553/03 A RU2008106553/03 A RU 2008106553/03A RU 2008106553 A RU2008106553 A RU 2008106553A RU 2364702 C1 RU2364702 C1 RU 2364702C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- concentration
- annular spaces
- gas
- tightness
- annular
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к энергодобывающему комплексу: нефтедобывающей промышленности, эксплуатации месторождений термальных вод, понижению уровня содержания метана в угольных месторождениях путем извлечения его сетью специальных скважин и добычи из них угольного метана как полезного ископаемого, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также может быть применено для устранения миграции флюидов (газа, конденсата, нефти, рапы, воды) в каналах крепи скважин, которые находятся в эксплуатации, простое, консервации или в бурении (после спуска и демонтирования первых обсадных колонн).The invention relates to an energy production complex: oil industry, exploitation of thermal water deposits, lowering the methane content in coal deposits by extracting it with a network of special wells and extracting coal methane from them as a mineral, and can be used in repair and insulation works in wells, in particular, to restore the tightness of annular and intercolumn spaces during the operation of deep oil, gas and gas condensate wells, and akzhe can be applied to eliminate the migration of fluids (gas, condensate, oil, brine, water) in wells of lining channels that are in operation, simple conservation or drilling (after dismounting the shutter and the first casing).
Известно, что заколонное и межколонные газопроявления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа на устье скважины, либо в виде внутрискважинных межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит, прежде всего, по контактной зоне цементный камень - обсадная колона и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период начального затвердевания цементного камня и при дальнейшей эксплуатации скважины. В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Сулейманов А.В. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1987; Аветисов А.Г. «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981; РД 39-1-843-82 «Инструкция по ремонту крепи скважин», Краснодар, ВНИИКР-нефть, 1983).It is known that annular and intercolumn gas occurrences occur in many wells. They are manifested either by the exit of gas at the wellhead, or in the form of downhole intercolumn flows. The migration of formation fluid occurs, first of all, along the contact zone cement stone - casing and cement stone - well wall due to channel formation during the initial hardening of the cement stone and during further operation of the well. In modern oil and gas production, the restoration of the tightness of the annular spaces of wells is carried out by repeated cementing under pressure. This method includes lowering the tubing into the well to the location of the perforations or defects in the string and injecting grout through them under pressure (Suleymanov A.V. Technique and technology for overhaul of wells. M .: Nedra, 1987; Avetisov A. G. "Repair and insulation work during the drilling of oil and gas wells. M: Nedra, 1981; RD 39-1-843-82" Instructions for the repair of well support ", Krasnodar, VNIIKR-oil, 1983).
Повторное цементирование под давлением представляет собой капитальный ремонт скважины, включающий сложные, дорогостоящие, длительные по времени технологические операции, такие как глушение скважины и подъем насосно-компрессорных труб с подземным оборудованием; спуск бурильных труб, установку цементного моста, отсекающего обсадную колонну от продуктивного горизонта; перфорация выбранного участка; спуск насосно-компрессорных труб в зону перфорации; закачка и задавливание цементного раствора через перфорационные отверстия в межколонное пространство скважины.Repeated cementing under pressure is a well overhaul, including complex, expensive, time-consuming technological operations, such as killing a well and lifting tubing with underground equipment; launching drill pipes, installing a cement bridge that cuts off the casing from the productive horizon; perforation of the selected area; descent of tubing into the perforation zone; injection and crushing of cement through perforations into the annulus of the well.
К недостаткам указанного способа относятся следующие:The disadvantages of this method include the following:
- нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации с нарушением целостности обсадной колонны;- violation of the integrity of the casing string during perforation. Even in the event of elimination of the annular flow, the well cannot be operated and is subject to liquidation in violation of the integrity of the casing string;
- цементные растворы, применяемые при повторном цементировании, не отвечают одному из основных требований, предъявляемых к составам при проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно - высокой проникающей способности, а наоборот, обладают очень низкой проникающей способностью, т.е. высокой вязкостью, большим содержанием твердой фазы, высокими реологическими параметрами. В реальной практике при работе с цементными растворами и другими изолирующими составами приемистость каналов межколонного пространства и успех работ по ликвидации межколонных перетоков в связи с этим отсутствуют;- cement mortars used in repeated cementing do not meet one of the basic requirements for compositions during repair and insulation works, namely, high penetration, but, on the contrary, have very low penetration, i.e. high viscosity, high solids content, high rheological parameters. In real practice, when working with cement mortars and other insulating compositions, the injectivity of the annular channels and the success of the work on eliminating annular flows are therefore absent;
- работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца с целью предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих агентов: тампонажного раствора, растворов-полимеров и химических реагентов, как на водной, так и на углеводородной основе (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988, с.110-118).- work to restore the gas tightness of the cement ring with the aim of preventing and eliminating annular and annular gas showings is to isolate the defective interval by pumping under pressure various plugging and clogging agents: grouting mortar, polymer solutions and chemical reagents, both aqueous and hydrocarbon based (Serenko I.A. et al. Re-cementing during the construction and operation of wells. M .: Nedra, 1988, p. 110-118).
Известен способ ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах закачкой насыщенного водного раствора минеральной соли (пат. РФ №2017935, Е21В 33/138, 1993). Скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30°С выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры скважины насыщенный водный раствор соли, растворимость которой снижается при уменьшении температуры.A known method of eliminating annular gas flows in wells by injecting a saturated aqueous solution of mineral salt (US Pat. RF No. 20177935, ЕВВ 33/138, 1993). Before injecting the plugging composition, the well is heated 15-30 ° C above the temperature of the rocks, and after pumping the plugging composition, the well is cooled to the initial temperature, while a saturated aqueous salt solution heated to the temperature of the well is used as the plugging composition, the solubility of which decreases with decreasing temperature .
Недостатками указанного способа являются следующие:The disadvantages of this method are the following:
- незначительная глубина проникновения состава вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и температурного расширения обсадных колонн;- a small penetration depth of the composition due to the narrowing of the fluid-conducting channels during heating of the wellbore and thermal expansion of the casing strings;
- водный раствор соли или кристаллы соли не являются тампонажным материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале композицию, обладающую прочностью, водогазопроницаемостью, химической инертностью по отношению к металлу обсадных колонн, отсутствием массообмена между составом и камнем, совместимостью с камнем;- an aqueous salt solution or salt crystals are not a grouting material and are not able to form a composition in the fluid channel that has strength, water and gas permeability, chemical inertness with respect to casing metal, lack of mass transfer between the composition and stone, compatibility with the stone;
- в случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины, происходит растворение кристаллов соли и неизбежно восстановление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы.- in the event of a well being launched, i.e. when the wellbore is warming up, salt crystals dissolve and the hydraulic connection between the developing layer and the surface through gas-conducting channels is inevitable.
Известен способ уплотнения колонн газовых скважин, включающий обработку внутренней поверхности обсадной колонны в газовой среде путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией 18-25 мас.% с одновременной или последовательной подачей раствора хлоридов кальция или магния плотностью 1040-1300 кг/м3 или пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1040-1190 кг/м3 с последующей продувкой скважины газом (авт. св. №1521860, Е21В 33/00, 1989).A known method of sealing columns of gas wells, including processing the inner surface of the casing in a gaseous medium by pumping into the annulus of a water-based plugging agent — an aqueous solution of saponified tall pitch with a concentration of 18-25 wt.% With simultaneous or sequential supply of a solution of calcium or magnesium chloride density 1040-1300 kg / m 3 or produced water of calcium chloride type density 1040-1190 kg / m 3 followed by purging of the well with gas (ed. St. No. 1521860, ЕВВ 33/00, 1989).
Известный способ может использоваться при удельной приемистости через неплотные резьбы эксплуатационной колонны в скважине по воде от 51·10-2 до 17,4·10-2 м3/ч·МПа. При более низкой удельной приемистости этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.The known method can be used for specific injectivity through loose threads of the production string in the well through water from 51 · 10 -2 to 17.4 · 10 -2 m 3 / h · MPa. With a lower specific injectivity, this method cannot be used due to the significant viscosity of the sealing composition.
Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при проявлении межколонного давления, включающий обработку поверхности обсадной колонны путем последовательного закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента и водного раствора электролита с последующей продувкой скважины газом; закупоривающий агент предварительно готовят путем диспергирования таллового пека в концентрации 20-30 мас.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С21-С25) концентрацией 5-7 мас.%.There is also known a method for sealing columns of gas wells during the manifestation of annular pressure, comprising treating the surface of the casing by sequentially pumping a plugging agent and an aqueous electrolyte solution into the annulus followed by purging the well with gas; a plugging agent is preliminarily prepared by dispersing tall pitch in a concentration of 20-30 wt.% in an aqueous solution of monoethanolamine salt of fatty acids (C 21 -C 25 ) with a concentration of 5-7 wt.%.
Герметизация неплотностей в соединениях эксплуатационной колонны в зацементированной скважине и цементного кольца за ней в месте приемистости осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора диспергированного таллового пека с электролитом (ав.-свид. №1737103, Е21В 33/00, 1992).Sealing of leaks in the joints of the production string in the cemented well and the cement ring behind it at the injection site is carried out by the agent formed by the interaction of the dispersed tall pitch solution with the electrolyte (AB-certificate No. 1737103, ЕВВ 33/00, 1992).
Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца за ней при более низкой удельной приемистости по воде от 2·10-2 до 2,5·10-2 м3/ч·МПа без проведения предварительных операций по повышению поглощающей способности.This method is applicable for sealing leaks in the casing string and cement ring behind it at a lower specific injectivity in water from 2 · 10 -2 to 2.5 · 10 -2 m 3 / h · MPa without preliminary operations to increase the absorption capacity.
Однако применение указанных способов для уплотнения крепи скважины, в частности для герметизации цементного кольца, при удельной приемистости неплотных резьб скважины по воде от 2·10-2 до 1·10-2 м3/ч·МПа не представляется возможным. Это объясняется малой глубиной проникновения изоляционного материала в имеющиеся микротрещины и поры цементного камня в проницаемом интервале из-за его высоких вязкостных свойств. Указанный способ может быть использован только после проведения дополнительных работ по увеличению удельной приемистости скважины и увеличения времени нагнетания до практически неприемлемых пределов.However, the use of these methods for sealing the lining of the well, in particular for sealing the cement ring, with a specific throttle response of loose threads on the water from 2 · 10 -2 to 1 · 10 -2 m 3 / h · MPa is not possible. This is explained by the small penetration depth of the insulating material in the existing microcracks and pores of the cement stone in the permeable interval due to its high viscous properties. The specified method can be used only after additional work to increase the specific injectivity of the well and increase the injection time to almost unacceptable limits.
Кроме того, эти работы достаточно трудоемки и предполагают последующую неоднократную и продолжительную продувку скважины газом после закачки в затрубное пространство закупоривающего агента (герметизирующего состава), что исключает проведение ремонтных работ без остановки эксплуатационных скважин.In addition, these works are rather laborious and require subsequent repeated and prolonged purging of the well with gas after injection of a plugging agent (sealing compound) into the annulus, which eliminates repair work without stopping production wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин без их остановки на ремонт, заключающийся в том, что осуществляют вначале сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения. Затем для закупоривания микроканалов и макроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и вязкостью (11-14,1)·10-4 Па путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания в заколонное и межколонные пространства под давлением 5-50 атм, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважин (патент РФ №2287663, Е21В 33/138, 2006).The closest in technical essence and the achieved effect is a method of express repair to restore the tightness of gas-oil and gas wells without stopping them for repair, which consists in first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values. Then, in order to clog the microchannels and macrochannels of fluid migration, the annular and annular spaces are filled to the upper zone of the wellhead with a sealing compound based on an aqueous solution of saponified tall pitch with a concentration of 5 to 17% and a viscosity of (11-14.1) · 10 -4 Pa by at least once free topping or pumping into annular and annular spaces under a pressure of 5-50 atm, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero values of excess d detecting them at the pressure gauge or flow of fluids from the flow meter of annular spaces of wells (RF patent №2287663, E 21 B 33/138, 2006).
Однако при осуществлении способа в устье межколонных пространств создается резервуар из герметизирующего состава (ГС), который подпитывает миграционный канал под действием гравитационных, капиллярных, обменных и диффузионных процессов. Массоперенос по каналам миграции приводит к накоплению пленок из герметизирующего состава в устье соединения каналов с источниками флюидопроявлений. При изоляции только газопроявляющих источников канал теряет миграционные функции, происходит устранение межколонных давлений газа (МКД), газовых затрубных грифонов (ЗГ) на поверхностях и предотвращение насыщения газом (НГ) приповерхностных околоскважинных отложений.However, when implementing the method, a reservoir is created at the mouth of the annular spaces from the sealing composition (HS), which feeds the migration channel under the influence of gravitational, capillary, exchange and diffusion processes. Mass transfer through migration channels leads to the accumulation of films from the sealing composition at the mouth of the connection of the channels with the sources of fluid manifestations. When isolating only gas-evolving sources, the channel loses its migration functions, the annular gas pressures (MKD), gas annular griffins (ZG) on the surfaces are eliminated and the saturation of near-surface near-bottom deposits with gas (NG) is prevented.
В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрирует не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть), жидкий герметизирующий состав при оптимальной вязкости должен противостоять миграции жидких углеводородов.In the case of a multi-factor system, when not only gas but also liquid hydrocarbons (condensate, oil) migrate through the channels, the liquid sealing composition at the optimum viscosity should resist the migration of liquid hydrocarbons.
В случае больших значений (10 атм) межколонных давлений (МКД), например при МКД, равном 40 атм, глубина источника проявления не менее 400 м, герметизирующий состав недостаточно быстро достигает источника проявления.In the case of large values (10 atm) of intercolumn pressure (MCD), for example, with a MCD equal to 40 atm, the depth of the source of development is not less than 400 m, the sealing composition does not quickly reach the source of development.
Известная технология недостаточно эффективна при малых (10 атм) значениях межколонных давлений (МКД), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, так как в этом случае эффективность способа зависит от времени пребывания герметизирующего состава в интервале источника флюидопроявления (ФП), а за счет низкой плотности герметизирующего состава достаточно быстро проходит источник проявления.The known technology is not effective enough for small (10 atm) values of intercolumn pressure (MCD), which, as a rule, arise from sources of fluid manifestations close to the surface, since in this case the effectiveness of the method depends on the residence time of the sealing composition in the range of the source of fluid manifestation (FP ), and due to the low density of the sealing composition, the source of manifestation passes rather quickly.
Задачей заявленного изобретения является создание эффективного надежного способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин, позволяющего при его использовании обеспечить ликвидацию межколонных давлений и затрубных грифонов, предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, а следовательно, исключение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.The objective of the claimed invention is the creation of an effective reliable method of express repair to restore the tightness of gas-oil and gas detection wells, which, when used, ensures the elimination of annular pressure and annular griffins, prevents the saturation of near-surface near-wellbore deposits with gas, and therefore, eliminates the conditions for explosions and fires at adjacent wells territories.
В первом варианте формулы изобретения поставленная задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений более 10 атм, которые создаются глубинными источниками проявлений флюидов, для ускорения миграции по проницаемым каналам герметизирующего состава, 5-17% водный раствор омыленного таллового пека предварительно смешивают с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации.In the first embodiment of the claims, the problem is solved in such a way that in the method of express repair to restore the tightness of gas-oil and gas wells by first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values, then to seal the macrochannels and microchannels of fluid migration, the annular and annular spaces are filled to the upper zone wellhead with a sealing compound based on an aqueous solution of saponified tall oil pitch with a concentration of 5 to 17% m of at least one free topping up or pumping it into annular and annular spaces under pressure, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero values of overpressure in them by pressure gauge or fluid flow rate from the flow meter from the annular spaces of the well, the sealing fluid on based on an aqueous solution of saponified tall oil pitch with a concentration of 5 to 17% taken with liquid glass, moreover, with values of intercolumn pressures of more than 10 atm, which are created by ubiquitous sources of manifestations of fluids, to accelerate migration through the permeable channels of the sealing composition, a 5-17% aqueous solution of saponified tall tar pitch is pre-mixed with liquid glass from 10 to 30% concentration.
Во втором варианте формулы изобретения поставленная задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений менее 10 атм, которые создаются источниками проявления флюидов, близкими к земной поверхности, для более длительного удержания герметизирующего состава в верхних интервалах миграционных каналов создают составной столб из двух последовательно закачиваемых порций: аномально вязкой порции жидкого стекла 35%-ной и более концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации.In the second embodiment of the claims, the problem is solved so that in the method of express repair to restore the tightness of gas-oil and gas wells by first dumping the excess pressure from the annular spaces to atmospheric values, then to seal the macrochannels and microchannels of fluid migration, the annular and annular spaces are filled to the upper zone wellhead with a sealing compound based on an aqueous solution of saponified tall oil pitch with a concentration of 5 to 17% put at least once free topping up or pumping it into annular and annular spaces under pressure, while the tightness of the wells is determined in annular spaces by falling to zero values of overpressure in them by pressure gauge or fluid flow rate from the flow meter from the annular spaces of the well, the sealing fluid the basis of an aqueous solution of saponified tall tar pitch with a concentration of from 5 to 17% is taken with liquid glass, and with intercolumn pressures less than 10 atm, which are created and for sources of fluid manifestations close to the earth's surface, for a longer retention of the sealing composition in the upper intervals of the migration channels, a composite column of two successively pumped portions is created: an abnormally viscous portion of liquid glass of 35% or more concentration and a portion of an aqueous solution of saponified tall pitch 5- 17% concentration.
В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрируют не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть), жидкий ГС должен содержать конденсатонефтестойкий компонент, в качестве которого берут ОТП и жидкое стекло в соотношениях, позволяющих при оптимальной вязкости противостоять миграции жидких углеводородов. Следовательно, на проявляющих скважинах с нефтегазоконденсатным флюидом эффективность экспресс-ремонта возрастает по таким показателям, как снижение количества подкачек, по их обслуживанию, по контролю и анализу показателей (МКД, ЗГ, НГ) герметичности объекта.In the case of a multifactor system, when not only gas but also liquid hydrocarbons (condensate, oil) migrate through the channels, the liquid HS must contain a condensate-oil-resistant component, which is used for OTP and liquid glass in ratios that allow them to withstand the migration of liquid hydrocarbons at optimal viscosity. Consequently, in developing wells with oil and gas condensate fluid, the effectiveness of express repair increases in such indicators as a decrease in the number of swappings, in their maintenance, in monitoring and analyzing the integrity of the object (MKD, ZG, NG).
Использование ГС как смеси жидкого стекла 10-30% от объема 5-17% раствора ОТП с последним повышает ее плотность, а следовательно, ускоряется ее доставка по каналу миграции к источнику проявления. В случае больших значений МКД (более 10 атм) речь идет о значительных расстояниях доставки. Так, при МКД=40 атм глубина источника не менее 400 м. С глубиной нарастает температурный фактор. Свойства жидкого стекла при этом компенсируют снижение аналогичных свойств у ОТП.The use of HS as a liquid glass mixture of 10-30% of the volume of a 5-17% OTP solution with the latter increases its density, and therefore, its delivery through the migration channel to the source of manifestation is accelerated. In the case of large values of MCD (more than 10 atm), we are talking about significant delivery distances. So, at MCD = 40 atm, the source depth is at least 400 m. The temperature factor increases with depth. The properties of liquid glass in this case compensate for the decrease in similar properties in OTP.
При малых значениях МКД (менее 10 атм), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, повышение эффективности работ по экспресс-ликвидации их негерметичности зависит от времени пребывания ГС в интервале источника флюидопроявления. Быстрое прохождение закачанного в МКП ГС, как правило, малоэффективно. Предлагается ГС формировать из двух порций, что позволяет в канале миграции создать столб раствора ГС: из аномально вязкого раствора жидкого стекла (с концентрацией 35% и выше) в нижней его части, а в верхней части иметь раствор ОТП, что позволяет увеличить время воздействия ГС на источник флюидопроявления многократно и, следовательно, повысить результативность изоляции источника и герметизации МКП скважины.For small values of MCD (less than 10 atm), which, as a rule, arise from sources of fluid manifestations that are close to the surface, an increase in the efficiency of works on express elimination of their leakage depends on the residence time of the fluid in the range of the source of fluid manifestation. The fast passage of the gas pumped into the MCP is, as a rule, ineffective. It is proposed to form the HS in two portions, which allows you to create a column of the HS solution in the migration channel: from an abnormally viscous liquid glass solution (with a concentration of 35% or higher) in its lower part, and have an OTP solution in the upper part, which allows to increase the exposure time of the HS to the source of fluid manifestation many times and, therefore, to increase the effectiveness of isolation of the source and sealing of the well’s MCP
Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.The following examples illustrate the invention, but do not limit it.
Пример 1. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с МКД между 245-168 мм обсадными колоннами, достигающими 40 атм с выходом на устье следов нефти (или конденсата). После стравливания давления газа из МКП с помощью цементировочного агрегата закачивают, не превышая давление 40 атм, 150-300 л ГС, состоящего из смеси растворов ОТП+ЖС. Вентиль закрывают и отмечают значение МКД через 3, 5, 7 суток. Если МКД не снизилось до 2-15 атм, то снова насосом цементировочного агрегата (ЦА) или малогабаритным переносным с низкой производительностью (MГП) добавляют в МКП 50-100 л ГС первоначального соотношения компонентов или откорректированных в сторону увеличения содержания ЖС. В газонефтепроявляющих скважинах в месячный срок достигается прекращение свободного выхода газа и проявление нефти (конденсата) из устья МКП, а МКД снижается до нулевого значения (0 атм по манометру).Example 1. Restore the tightness of the MCP of the well in an oil field with a MCD between 245-168 mm casing strings reaching 40 atm with an exit to the mouth of traces of oil (or condensate). After the gas pressure is vented from the MCP using a cementing unit, 150-300 l of a hydraulic system consisting of a mixture of OTP + ZhS solutions are pumped, without exceeding a pressure of 40 atm. The valve is closed and the value of MKD is noted after 3, 5, 7 days. If the MCD has not decreased to 2-15 atm, then again with a pump of a cementing unit (CA) or a small-sized portable with a low productivity (MHP), 50-100 l of a HW are added to the MCP of the original ratio of the components or adjusted towards an increase in the content of ZhS. In gas-and-oil-revealing wells, the termination of the free exit of gas and the manifestation of oil (condensate) from the mouth of the MCP are achieved within a month, and the MCD is reduced to zero (0 atm by pressure gauge).
При использовании на таких скважинах ГС только в виде раствора ОТП количество подкачек ГС значительно возрастает, увеличивается время на сервисное обслуживание, а межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 2-3 раза.When using hydraulic wells at such wells only in the form of an OTP solution, the number of hydraulic pumping increases significantly, the time for servicing increases, and the overhaul period between express repairs is reduced by 2-3 times.
Пример 2. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с МКД между 245-168 мм обсадными колоннами, достигающими 15 атм с выходом на устье следов пластовой жидкости (воды, рапы). После стравливания давления газа из МКП с помощью насоса ЦА или MГП закачивают, не превышая давления 15 атм, 30-50 л ГС, состоящую из двух порций: 10-20 л ЖС с вязкостью, значительно превышающей вязкость второй порции из ОТП. Вентиль закрывают и фиксируют значение МКД через 3-7 суток. Если МКД не снизилось до 1-2 атм, то снова операцию закачки повторяют. В зависимости от приемистости МКП объем первой и второй порций может уменьшаться при сохранении прежней концентрации, а давление нагнетания снижаться до 5-3 атм, но не исключается возможность повышения концентрации ЖС в первой порции и сохранение давления в 15 атм. В водопроявляющих скважинах в месячный срок достигается прекращение свободного выхода газа и проявление воды (рапы) из устья МКП, а МКД снижается до нулевых значений (0 атм по манометру).Example 2. Restore the tightness of the MCP of the well in an oil field with a MCD between 245-168 mm casing strings, reaching 15 atm, with an outlet to the mouth of traces of formation fluid (water, brine). After the gas pressure is vented from the MCP using a CA or MGP pump, 30-50 L of HS, which consists of two portions: 10-20 L of ZhS with a viscosity significantly higher than the viscosity of the second portion of the OTP, is pumped, without exceeding a pressure of 15 atm. The valve is closed and the MKD value is fixed after 3-7 days. If the MCD has not decreased to 1-2 atm, then again the injection operation is repeated. Depending on the injectivity of the MCP, the volume of the first and second servings may decrease while maintaining the previous concentration, and the discharge pressure may decrease to 5-3 atm, but the possibility of increasing the concentration of liquid in the first portion and preserving the pressure of 15 atm is not excluded. In water-producing wells, within a month, the free gas exit and the manifestation of water (brine) from the mouth of the MCP are achieved, and the MCD is reduced to zero values (0 atm by pressure gauge).
При использовании на таких скважинах ГС только в виде раствора ОТП количество подкачек ГС очень возрастает, увеличивается время на сервисное обслуживание, а межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 3-5 раз.When using hydraulic wells at such wells only in the form of an OTP solution, the number of hydraulic pumping increases very much, the time for servicing increases, and the overhaul period between express repairs is reduced by 3-5 times.
Заявленный способ по изобретению при использовании позволяет достичь совершенствования экспресс-ремонта в направлении его универсализации, надежности, увеличения периода между сервисным обслуживанием объекта при различных видах проявлений, что обеспечивает безостановочную работу эксплуатационного фонда скважин с одновременным устранением в МКП источников газоводонефтепроявлений, что обеспечивает:When using the claimed method according to the invention, it is possible to improve express repair in the direction of its universalization, reliability, increase the period between service of the facility for various types of manifestations, which ensures non-stop operation of the production well stock with the simultaneous elimination of gas and oil sources in the MCP, which ensures:
- ликвидацию межколонных давлений и затрубных грифонов;- elimination of annular pressures and annular griffins;
- предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, а следовательно, исключение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.- prevention of saturation of near-surface near-wellbore deposits with gas, and therefore, the exclusion of conditions for explosions and fires in the territories adjacent to the wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008106553/03A RU2364702C1 (en) | 2008-02-12 | 2008-02-12 | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008106553/03A RU2364702C1 (en) | 2008-02-12 | 2008-02-12 | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2364702C1 true RU2364702C1 (en) | 2009-08-20 |
Family
ID=41151244
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008106553/03A RU2364702C1 (en) | 2008-02-12 | 2008-02-12 | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2364702C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
| RU2684932C1 (en) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for repair and insulation works in well |
-
2008
- 2008-02-12 RU RU2008106553/03A patent/RU2364702C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
| RU2684932C1 (en) * | 2018-03-26 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for repair and insulation works in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20160069153A1 (en) | Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same | |
| US20070114033A1 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| NO318614B1 (en) | A method comprising the use of an additive curing, room temperature vulcanizable silicone composition for well construction, repair and / or closure. | |
| NO335792B1 (en) | Method of treating a well extending from a wellhead into an underground formation | |
| RU2108464C1 (en) | Method for sealing of degassing well | |
| SA517382304B1 (en) | Fracture Having a Bottom Portion of Reduced permeability and a Top Portion Having a Higher Permeability | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| Janiga et al. | Technical conditions of well application for EOR-CCS project in Polish conditions | |
| RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
| RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2287663C2 (en) | Method for express-repairs to restore pressurization of gas-water-oil showing wells | |
| RU2447257C2 (en) | Method of express repair to recover tightness of gas-water-oil exposing wells | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| RU2435020C2 (en) | Procedure for insulation of water inflowing pay in well and heat insulating pipe for its implementation | |
| RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit | |
| RU2808074C1 (en) | Method for preventing occurrence of inter-casing and inter-layer flows in well | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2211300C1 (en) | Method of repair of wells of underground storage tanks | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2507378C1 (en) | Method of sealing degassing holes | |
| RU2354804C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working | |
| AU2011205200B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |