RU2370637C1 - Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure - Google Patents
Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370637C1 RU2370637C1 RU2008115744/03A RU2008115744A RU2370637C1 RU 2370637 C1 RU2370637 C1 RU 2370637C1 RU 2008115744/03 A RU2008115744/03 A RU 2008115744/03A RU 2008115744 A RU2008115744 A RU 2008115744A RU 2370637 C1 RU2370637 C1 RU 2370637C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- producing
- current
- gwc
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности простаивающих нефтегазовых скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, namely, to restore the productivity of idle oil and gas wells with complex reservoirs under conditions of abnormally low reservoir pressure (ANP).
На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости, в том числе песчаники и глины. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять вторичное вскрытие продуктивного пласта, перфорацию эксплуатационной колонны сплошным интервалом и двойной плотностью.In the fields of Western Siberia there are a large number of oil and gas deposits with complex reservoirs, in which interlayers of various permeability alternate, including sandstones and clay. Moreover, the thickness of such deposits is often small, which forces the secondary opening of the reservoir, perforation of the production string with a continuous interval and double density.
На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывают из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, связанного с подъемом газоводяного контакта (ГВК), низкой продуктивностью, смятием эксплуатационной колонны, обусловленного возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. В этих условиях традиционными методами восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной ее перфорации и пониженной по этой причине прочности эксплуатационной колонны осуществить технически невозможно.At the final stage of developing such deposits, a large number of wells are decommissioned due to a decrease in reservoir pressure, water cut associated with a rise in gas-water contact (GWC), low productivity, collapse of the production string due to the occurrence of a large difference in rock and bottomhole pressure, i.e. rock pressure and pressure in the well and reservoir. Under these conditions, it is difficult to restore productivity and remove the well from inaction by traditional methods. It is technically impossible to eliminate the leakage of the production casing by installing insulating packers or longitudinally corrugated plasters due to its continuous perforation and reduced strength of the production casing.
Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент РФ, №2273718 Е21В 29/10, заявлено 02.07.04, опубл. 10.04.06].A known method of restoring productivity and putting into operation idle oil and gas wells, including the production of repair and insulation works and opening the reservoir [RF Patent, No. 2273718 Е21В 29/10, filed 02.07.04, publ. 04/10/06].
Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого, интервала эксплуатационной колонны, чему будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным давлением и сплошная двойной плотности перфорация эксплуатационной колонны. Кроме того, способ не устраняет поступление пластовых вод к забою и не обеспечивает восстановление продуктивности самой скважины, наоборот, способствует дальнейшему загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП).The disadvantage of this method when restoring the productivity of idle wells with difficult-to-build reservoirs under the conditions of oil production is that the crimping of longitudinally corrugated plasters can lead to even greater destruction of the leaky, repaired, production casing interval, which will contribute to a significant excess of rock pressure over bottom hole pressure and continuous double density perforation production casing. In addition, the method does not eliminate the flow of formation water to the bottom and does not restore the productivity of the well itself, on the contrary, it contributes to further contamination of the bottom-hole formation zone (PZP).
Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Пат. РФ, №2231630 Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубл. 2004].A known method of restoring productivity and putting into operation idle wells, including the production of repair and insulation work and opening the reservoir [Pat. RF, No. 2231630 Е21В 43/00; 43/32, claimed 2002, publ. 2004].
Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полное или частичное его разрушение, что будет способствовать еще большему притоку пластовых вод к забою скважины. Кроме того, этот способ не устраняет негерметичность эксплуатационной колонны при большой разнице горного и забойного давлений.The disadvantage of this method when restoring the productivity of idle wells with difficult to build reservoirs under the conditions of oil production is that when perforating the production string with high power perforators, there is a high probability of a leak in the cement ring behind the string, its complete or partial destruction, which will contribute to an even greater influx of formation water to the bottom of the well. In addition, this method does not eliminate the leakage of the production string with a large difference between the mountain and bottomhole pressures.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД.The challenge facing the creation of the invention is to develop a reliable method for restoring productivity and putting into operation idle wells with complex reservoirs under the conditions of oil production.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в изоляции притока пластовых вод, обеспечении герметичности эксплуатационной колонны и в получении дополнительной добычи газа из ранее простаивающих скважин.The achieved technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, consists in isolating the inflow of formation water, ensuring the tightness of the production string and in obtaining additional gas production from previously idle wells.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, первоначально промывают песчаную пробку до глубины на 2-3 м ниже текущего газоводяного контакта - ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором и после окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ осуществляют перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистым пропластком до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК, через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м3, продавливают ее на 2-3 м ниже текущего ГВК, через образованные под водоизоляцию перфорационные отверстия закачивают водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м3, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м3 с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше первого над текущим ГВК глинистым пропластком, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистым пропластком до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.The task and technical result are achieved by the fact that in the method of restoring productivity and putting into operation idle wells with complex reservoirs under the conditions of oil production, including the repair and insulation works and opening the reservoir, the sand plug is initially washed to a depth of 2-3 m below current gas-water contact - GVK, template the production string, lower the liner from casing pipes of a smaller diameter into the head of the washed sand plug with placement tin of the liner 20 m above the top of the reservoir, cement the liner with cement mortar and after the waiting period for cement hardening the OZC perforate two columns, production casing and liner, in the interval below the first over current GVC clay layer to a depth of 2-3 m below current GVK, through the perforation holes formed for waterproofing, pump the water-insulating composition in the volume of 15-20 m 3 , push it through 2-3 m below the current GVK, through formed under water perforation holes pump a water-proofing composition in the volume of 15-20 m 3 , push it deep into the reservoir with the formation of a water-proof screen with cement mortar in the volume of 3-5 m 3 , leaving a cement glass 1-2 m higher on the bottom than the first clay above the current GWC interlayers, and after the OZC perforation is carried out for the operation of two columns, production casing and liner, in the interval above the second over the current GWC clay interlayer to the roof of the reservoir and the gas inflow is caused, When this as cement mortar is used the composition comprising Portland cement, superplasticizer C-3, polyvinyl alcohol and polypropylene fiber, and used as a powerful cumulative perforator punch or perforation performed hydrosandblast.
На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и спуске хвостовика, на фиг.3 - то же, в процессе перфорации «под водоизоляцию» и изоляции притока пластовых вод, на фиг.4 - то же, в процессе перфорации «под эксплуатацию» и вызова притока газа из пласта.In Fig.1 shows the design of the well with complex reservoirs under the conditions of the API, in Fig.2 shows a diagram of the implementation of the proposed method when washing the sand plug and lowering the liner, Fig.3 is the same in the process of perforation "under the waterproofing" and isolation of the influx formation water, figure 4 - the same, in the process of perforation "for operation" and the call of gas flow from the reservoir.
Способ реализуется в простаивающей длительное время скважине (фиг.1), в которой эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, сплошным интервалом и двойной плотностью перфорации, ствол скважины частично перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 на 2-3 м ниже текущего ГВК 4, шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и спускают в нее хвостовик 5 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 6 промытой песчаной пробки 3 с размещением головы 7 хвостовика 5 на 20 м выше кровли 8 продуктивного пласта 2 для предотвращения возможного смятия эксплуатационной колонны 1 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Хвостовик 5 цементируют цементным раствором 9 с оставлением цементного стакана 10 высотой 1-2 м в башмаке 11 хвостовика 5. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 9 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий, например, мас.%: суперпластификатор С-3 0,5-1, поливиниловый спирт 0,5-1, полипропиленовое волокно 0,06-0,08, портландцемент остальное. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.The method is implemented in a well idle for a long time (Fig. 1), in which the
После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют перфорацию двух колонн (фиг.3), эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 5, в интервале ниже первого над текущим ГВК 4 или головой 6 промытой песчаной пробки 3 глинистого пропластка 12 до глубины на 2-3 м ниже текущего ГВК 4, то есть нижней части продуктивного пласта 2. Перфорацию осуществляют мощным кумулятивным перфоратором или проводят гидропескоструйную перфорацию (ГПП). В качестве кумулятивного перфоратора можно использовать перфоратор PJ 2906 «омега» или ПКС 80, ПРК 42С. Закачивают водоизоляционную композицию 13 в объеме 15-20 м3, через образованные «под водоизоляцию» перфорационные отверстия 14. В качестве водоизоляционной композиции можно использовать «жидкое стекло», ПВС 18/11 или ПВС В1Н. Водоизоляционную композицию 13 продавливают вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 15 цементным раствором 16 в объеме 3-5 м3 с оставлением на забое цементного стакана 17 высотой на 1-2 м выше первого глинистого пропластка 12. Состав цементного раствора 16 аналогичен составу цементного раствора 9 при цементировании хвостовика 5.After completion of the waiting period for cement hardening (OZC), two columns are perforated (Fig. 3),
После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 5, в интервале выше второго над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 18 до кровли 8 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 19. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину вводят в эксплуатацию.After OZZ (figure 4) carry out perforation "for operation" of two columns,
Пример реализации способа в скважине №307 Вынгапуровского месторожденияAn example implementation of the method in well No. 307 of the Vyngapurovsky field
Первоначально в скважине промыли песчаную пробку на 2 м ниже текущего ГВК, прошаблонировали эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и спустили в нее хвостовик из обсадных труб 114 мм до головы промытой песчаной пробки. При этом голова хвостовика оказалась на 20 м выше кровли продуктивного пласта, что обеспечивает предотвращение смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД. Хвостовик зацементировали цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 2 м в башмаке хвостовика. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применили состав, содержащий, мас.%: суперпластификатор С-3 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 0,7, полипропиленовое волокно - «фибра» 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 98,53.Initially, a sand cork was washed in the well 2 m below the current GWC, a production string with a diameter of 168 mm was mapped and a liner of 114 mm casing was lowered to the head of the washed sand cork. At the same time, the head of the liner turned out to be 20 m above the top of the reservoir, which ensures the prevention of crushing of the production string due to the large difference between the mountain and bottomhole pressure in the conditions of the API. The shank was cemented with cement, leaving a 2 m high cement cup in the shank shoe. Moreover, to prevent the absorption of cement mortar under the conditions of ANPD and to obtain a durable cement stone, a composition was used containing, wt.%: Superplasticizer C-3 0.7,
После ОЗЦ осуществили перфорацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале ниже первого над текущим ГВК глинистого пропластка до глубины на 2 м ниже текущего ГВК. Перфорацию провели мощным кумулятивным перфоратором - PJ 2906 «омега», обеспечивающим создания длинных трещин без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной. Такой перфоратор относится к «щадящим» перфораторам, не разрушающим целостность цементного камня. После этого закачали водоизоляционную композицию - «жидкое стекло» по ГОСТ 13078-81, в объеме 15 м через образованные «под водоизоляцию» перфорационные отверстия. Водоизоляционную композицию продавили вглубь продуктивного пласта цементным раствором, состоящим из портландцемента ПТЦ 1-50, суперпластификатора С-3, поливинилового спирта ПВС 18/11 и полипропиленового волокна - «фибра», в объеме 4 м3 с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1 м выше первого глинистого пропластка. Закаченная вглубь пласта водоизоляционная композиция образовала водоизоляционный экран, препятствующий продвижению пластовых вод к забою скважины. Полипропиленовое волокно - «фибра», выполнено из полипропилена C3H6, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.After the OZC, two columns, a production string and a liner, were perforated in the interval below the first clay layer over the current GWC to a depth of 2 m below the current GWC. Perforation was carried out by a powerful cumulative perforator - PJ 2906 "omega", which ensures the creation of long cracks without destroying the cement stone behind the production casing. Such a perforator belongs to the “gentle” perforators that do not destroy the integrity of the cement stone. After that, the waterproofing composition - “liquid glass” was pumped in accordance with GOST 13078-81, in a volume of 15 m through the perforation holes formed “for waterproofing”. The waterproofing composition was pressed deep into the reservoir with cement mortar consisting of PTZ 1-50 Portland cement, S-3 superplasticizer,
После ОЗЦ осуществили перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта. Снижением противодавления на продуктивный пласт осуществили вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию». После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.After the OZC, two columns, a production string and a liner, were perforated “for operation” in the interval above the second clay layer over the current GWC to the top of the reservoir. By reducing the back pressure on the reservoir, the gas flow through the perforations “for operation” was called. After testing the well and conducting gas-dynamic studies, the well was put into operation.
Предлагаемый способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД более надежен по сравнению с аналогами. Он устраняет поступление пластовых вод в скважину, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны, повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины и обеспечивает дополнительную добычу газа из ранее простаивающей скважины.The proposed method for the restoration of productivity and commissioning of idle wells with complex reservoirs under the conditions of oil production is more reliable than its counterparts. It eliminates the flow of produced water into the well, helps to reduce sand removal from the reservoir, prevents further destruction of the production string, increases the likelihood of restoration of well productivity and provides additional gas production from a previously idle well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008115744/03A RU2370637C1 (en) | 2008-04-21 | 2008-04-21 | Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008115744/03A RU2370637C1 (en) | 2008-04-21 | 2008-04-21 | Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2370637C1 true RU2370637C1 (en) | 2009-10-20 |
Family
ID=41262984
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008115744/03A RU2370637C1 (en) | 2008-04-21 | 2008-04-21 | Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2370637C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471963C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Restoring method of sealing of casing strings |
RU2539047C1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-01-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Water and gas influx limiting method with well productivity recovery |
CN116066017A (en) * | 2021-11-04 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Online filling device and method for filling large-size temporary plugging agent |
-
2008
- 2008-04-21 RU RU2008115744/03A patent/RU2370637C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471963C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Restoring method of sealing of casing strings |
RU2539047C1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-01-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Water and gas influx limiting method with well productivity recovery |
CN116066017A (en) * | 2021-11-04 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Online filling device and method for filling large-size temporary plugging agent |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2401942C1 (en) | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well | |
RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
RU2370637C1 (en) | Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure | |
RU2366805C1 (en) | Method of development of hydrocarbon deposit | |
RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
RU2405930C1 (en) | Method for isolation of reservoir water inflow in well with buckled flow string under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
RU2369732C1 (en) | Method of hydrocarbon deposit operation | |
RU2369733C1 (en) | Method of hydrocarbon deposit operation | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2370636C1 (en) | Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure and heavy watering | |
RU2379498C1 (en) | Well efficiency recovery and start up of stand by wells with complicated design collectors in alfp conditions and production string bottom part collapse | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
RU2452854C2 (en) | Method of directed hydraulic fracturing of reservoir | |
RU2410529C1 (en) | Recovery method of water-producing oil-and-gas well in conditions of abnormally low formation pressures | |
RU2488692C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
RU2543005C1 (en) | Method of water-producing well recovery | |
RU2405931C1 (en) | Method for isolation of reservoir water inflow in well with buckled flow string under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
RU2451789C2 (en) | Method to operate hydrocarbon accumulation | |
RU2195545C1 (en) | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells | |
RU2515776C1 (en) | Method for effective development of gas deposits in low-permeable rocks |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100422 |