RU2378493C1 - Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section - Google Patents
Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section Download PDFInfo
- Publication number
- RU2378493C1 RU2378493C1 RU2008137025/03A RU2008137025A RU2378493C1 RU 2378493 C1 RU2378493 C1 RU 2378493C1 RU 2008137025/03 A RU2008137025/03 A RU 2008137025/03A RU 2008137025 A RU2008137025 A RU 2008137025A RU 2378493 C1 RU2378493 C1 RU 2378493C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- production casing
- cement
- casing
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расконсервации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород, законсервированных методом установки цементных мостов с оставлением в стволе скважины бурового глинистого раствора и с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки, длительное время находящихся в консервации и имеющих негерметичную эксплуатационную колонну и большую закольматированную зону, в частности к расконсервации разведочных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the re-conservation of gas, gas condensate and oil wells located in the zone of ubiquitous cross-section of permafrost, preserved by the installation of cement bridges with drilling mud remaining in the wellbore and with the presence of fountain fittings and a column head for a long time being in conservation and having an unpressurized production casing and a large sealed area, in particular to re-exploration of exploratory wells.
В процессе длительной консервации скважин установкой цементных мостов с оставлением в эксплуатационной колонне бурового глинистого раствора зачастую происходит кольматация призабойной зоны продуктивного пласта буровым глинистым и цементным растворами, причем радиус зоны кольматации зависит от продолжительности консервации: чем больше срок нахождения скважины в консервации, тем больше радиус этой зоны. В процессе длительной консервации скважин со временем происходит расслоение бурового глинистого раствора на глинистый осадок и техническую воду. При этом глинистый осадок оседает на цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, а сам цементный мост со временем имеет тенденцию к разрушению, особенно в месте контакта с эксплуатационной колонной, и к сползанию по стенкам эксплуатационной колонны, вплоть до потери герметичности. Техническая вода в процессе расслоения занимает верхнюю часть эксплуатационной колонны и способствует смятию эксплуатационной колонны в процессе обратного промерзания горных пород, особенно в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород.In the process of long-term conservation of wells by installing cement bridges with the drilling mud remaining in the production casing, the bottomhole zone of the productive formation often becomes muddled with clay and cement mud, and the radius of the mud zone depends on the duration of the conservation: the longer the well is in conservation, the greater is the radius of this zones. During the long-term preservation of wells, over time, the drilling mud stratifies into clay sediment and industrial water. At the same time, the clay sediment settles on the cement bridge installed in the production string above the reservoir, and the cement bridge itself tends to collapse over time, especially at the point of contact with the production string, and to slide along the walls of the production string, up to the loss of tightness. Process water during the stratification process occupies the upper part of the production casing and contributes to the crushing of the production casing in the process of freezing rocks, especially in the zone of widespread distribution in the context of permafrost.
Известен способ консервации скважин, законсервированных методом установки цементных мостов с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки [РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.- М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2002.- С.24], при котором расконсервацию скважины предполагается осуществлять путем разбуривания цементного моста и вызова притока.There is a method of conservation of wells, preserved by the method of installing cement bridges with the presence of fountain fittings and a column head [RD 08-492-02 Instruction on the procedure for the liquidation, conservation of wells and equipment of their mouths and trunks.- M .: State Unitary Enterprise “Scientific and Technical Center for Safety in industry of Gosgortekhnadzor of Russia, 2002.- P.24], in which the well is re-commissioned by drilling a cement bridge and causing an influx.
Недостатком этого способа является недостаточная надежность расконсервации скважины, не учитывающая длительное нахождение скважины в консервации и возможное ухудшение технического состояния как самой скважины, так и фонтанной арматуры и колонной головки, установленных на устье скважины.The disadvantage of this method is the lack of reliability of the re-conservation of the well, which does not take into account the long time the well is in conservation and the possible deterioration of the technical condition of both the well itself and the fountain fittings and the casing head installed on the wellhead.
Известен способ расконсервации скважин, законсервированных методом установки цементных мостов, заполнением эксплуатационной колонны буровым глинистым раствором и наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки [РД 51.29-80 Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации на континентальном шельфе СССР. - М.: Мингазпром, 1980. - С.13].There is a method of re-preservation of wells, preserved by the installation of cement bridges, filling the production casing with drilling mud and the presence of fountain fittings and a casing head [RD 51.29-80 Instructions for the equipment of the mouths and shafts of support, parametric, prospecting, exploration, production, observation, injection and special wells during their liquidation or conservation on the USSR continental shelf. - M .: Mingazprom, 1980. - P.13].
Недостатком этого способа является недостаточная надежность расконсервации скважин, длительное время находящихся в консервации и по этой причине имеющих большую закольматированную зону в призабойной зоне пласта буровым глинистым и цементным растворами, негерметичную эксплуатационную колонну в интервале многолетнемерзлых пород или в месте искривления скважины, обусловленную расслоением бурового глинистого раствора по стволу скважины, негерметичный цементный мост, вызванный нарушением контакта цементного камня со стенкой эксплуатационной колонны. Эти причины приводят к удлинению сроков расконсервации скважины или к невозможности ее освоения и пуска в эксплуатацию.The disadvantage of this method is the lack of reliability of the re-conservation of wells that have been mothballed for a long time and therefore have a large, sealed zone in the bottom-hole zone of the formation with drilling clay and cement mortars, an unpressurized production string in the permafrost interval or at the site of the curvature of the well due to delamination of the drilling clay along the wellbore, an unpressurized cement bridge caused by a violation of the contact of the cement stone with the wall of the exploit Discount column. These reasons lead to a prolongation of the re-conservation of the well or to the impossibility of its development and commissioning.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности расконсервации нефтегазовых скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, расположенных в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.The challenge facing the creation of the invention is to increase the reliability of the re-conservation of oil and gas wells with leaky production casing located in the zone of widespread permafrost.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газодинамической связи скважины с продуктивным пластом при восстановлении технического состояния скважины.Achievable technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in restoring the gas-dynamic connection of the well with the reservoir while restoring the technical condition of the well.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории, заполняют приустьевую воронку грунтом, устанавливают на фонтанной арматуре и колонной головке штурвалы и манометры, разогревают фонтанную арматуру и колонную головку до положительной температуры в интервале 20-30°С, проверяют наличие давления в фонтанной арматуре и в межколонных пространствах скважины, проводят их опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота в пределах 92-95%, демонтируют фонтанную арматуру, монтируют противовыбросовое оборудование с комплексом оборудования для промывки скважины, проводят растепление эксплуатационной колонны скважины горячим солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 60-80°С до цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом на период ее консервации, определяют фактическое местоположение цементного моста, шаблонируют и опрессовывают эксплуатационную колонну скважины поинтервально до цементного моста на солевом растворе с учетом его плотности, определяют интервалы и характер негерметичности эксплуатационной колонны скважины геофизическими методами, определяют приемистость созданием давления в стволе скважины и приток методом снижения уровня, устанавливают ниже интервала негерметичности изолирующего цементного моста и закачивают за эксплуатационную колонну тампонажный материал или герметизирующую композицию через интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины, докрепляют интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины методом наращивания изолирующего моста дополнительной порцией цементного раствора, оставляют скважину на период ожидания затвердения тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной скважины и цемента в нарощенной части изолирующего цементного моста, разбуривают изолирующий цементный мост в интервале негерметичности эксплуатационной колонны скважины, проводят повторную опрессовку эксплуатационной колонны скважины, разбуривают цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, на солевом растворе, с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 20-30°С, промывают эксплуатационную колонну скважины до забоя, проводят разглинизацию закольматированной зоны продуктивного пласта установкой щелочной ванны с последующей промывкой и установкой кислотной ванны, осуществляют восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом перфорационными зарядами малой фугасности с глубоким проникновением и с образованием каналов, выходящих за пределы закольматированной зоны, проводят вызов притока из продуктивного пласта, при этом давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины определяют по уравнению:The task and technical result are achieved by the fact that during the re-preservation of an oil and gas well with an unpressurized production string in the presence of permafrost in the section, a visual inspection of the wellhead and the surrounding area is carried out, the mouth of the mouth funnel is filled with soil, the helms and pressure gauges are installed on the fountain armature and gauged, fountain fittings and column head to a positive temperature in the range of 20-30 ° C, check for pressure in the fountain fittings and in the annulus of the well, they are crimped with an explosion-proof mixture with a nitrogen content in the range of 92-95%, dismantle the fountain fittings, mount blowout preventers with a set of equipment for flushing the well, thaw the production casing of the well with hot saline with a density that provides backpressure on the formation, and with a temperature of 60-80 ° C to the cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir for the period of its conservation, determine f the actual location of the cement bridge, template and test the production casing of the well interval to the cement bridge on the saline, taking into account its density, determine the intervals and the nature of the leakage of the production casing of the well by geophysical methods, determine the injectivity by creating pressure in the wellbore and inflow by lowering the level, set below the interval leakages of the insulating cement bridge and pumping cement or hermetic material for the production casing the sealing composition through the leakage interval of the production casing of the well, the interval of leakage of the production casing of the well is fixed by adding an additional portion of cement mortar to the insulating bridge, the well is left to wait for the cementing material to harden or the sealing composition behind the production casing of the well and cement in the extended part of the insulating cement bridge, cement bridge in the range of operational leakage wells, re-pressure test the production casing of the well, drill a cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir, in saline, with a density that provides back pressure on the formation, and with a temperature of 20-30 ° C, wash the production casing of the well until bottom they carry out the claying out of the stratified zone of the reservoir by installing an alkaline bath, followed by washing and installing an acid bath, and restore the gas-dynamic the connection of the well with the reservoir with low-explosive perforation charges with deep penetration and with the formation of channels extending beyond the colonized zone, they call the inflow from the reservoir, while the pressure of the production casing with saline solution at the wellhead is determined by the equation:
Роп у=1,1·Рмах ожид,P op y = 1.1 · P max expect
где Роп у - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см2;where R op y - pressure testing of the production string with saline at the wellhead, kgf / cm 2 ;
Рмах ожид - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см2,P max expected - the maximum expected pressure at the wellhead, kgf / cm 2 ,
а плотность солевого раствора для разбуривания цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, определяют по уравнению:and the density of the salt solution for drilling a cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir, is determined by the equation:
где ρ - плотность солевого раствора, кг/м3;where ρ is the density of the saline solution, kg / m 3 ;
Рпл - пластовое давление, кгс/см2;P PL - reservoir pressure, kgf / cm 2 ;
k - коэффициент безопасности:k - safety factor:
1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;1.05 - for wells with a depth of less than 1200 m;
1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;1.10 - for wells with a depth of more than 1200 m;
h - глубина установки цементного моста, м;h - installation depth of the cement bridge, m;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
При этом в качестве солевого раствора для растепления эксплуатационной колонны скважины используют облегченный солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 0,7-1,4, дисольван 0,5-1,0, вода - остальное, а в качестве тампонажного материала используют цементный раствор на основе портландцемента или облегченную герметизирующую композицию следующего состава, мас.%: эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0; портландцемент - 15,0-16,0; алюмосиликатные микросферы - 1,2-2,7; поливинилхлорид - 18,0-18,5; триметилхлорсилоксан - 0,1; смеси алифатических аминов - 5,4-5,5; латекс - 13,5-13,8, либо жидкое стекло на основе натрия или полимерную композицию АКОР-МГ, в качестве солевого раствора для разбуривания цементного моста, находящегося в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, используют солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 1,2-2,4, вода - остальное.In this case, as a saline solution for thawing the production casing of a well, a lightweight saline solution of the following composition is used, wt.%: Potassium chloride 60-68, magnesium chloride 4-9, sodium chloride 12-24, calcium chloride 0.7-1.4, disolvan 0.5-1.0, water - the rest, and cement slurry based on Portland cement or a lightweight sealing composition of the following composition, wt.%: epoxy polyurethane polymer EPU-01-B - 45.0-47.0 ; Portland cement - 15.0-16.0; aluminosilicate microspheres - 1.2-2.7; polyvinyl chloride - 18.0-18.5; trimethylchlorosiloxane - 0.1; mixtures of aliphatic amines - 5.4-5.5; latex - 13.5-13.8, or sodium-based water glass or AKOR-MG polymer composition, as a saline solution for drilling a cement bridge located in the production casing above the reservoir, use a saline solution of the following composition, wt.%: potassium chloride 60-68, magnesium chloride 4-9, sodium chloride 12-24, calcium chloride 1.2-2.4, water - the rest.
Кроме того, восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют корпусными перфораторами или сверлящими перфораторами, либо методом пластической перфорации, либо методом гидропескоструйной перфорации, либо методом гидравлического разрыва пласта.In addition, the restoration of gas-dynamic communication between the well and the reservoir is carried out by body perforators or drilling perforators, either by plastic perforation method, or by sandblasting perforation, or by hydraulic fracturing method.
На фиг.1 показана конструкция скважины перед расконсервацией; на фиг.2 - то же, в процессе установки изолирующего цементного моста и закачивания тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационную колонну через интервал негерметичности; на фиг.3 - то же, в процессе докрепления интервала негерметичности эксплуатационной колонны скважины; на фиг.4 - то же, в процессе разбуривания изолирующего цементного моста; на фиг.5 - то же, после расконсервации скважины и восстановления газодинамической связи скважины с продуктивным пластом.Figure 1 shows the design of the well before re-conservation; figure 2 is the same, in the process of installing an insulating cement bridge and pumping grouting material or sealing composition for the production string through the leakage interval; figure 3 is the same, in the process of fixing the interval of leaks in the production casing of the well; figure 4 is the same, in the process of drilling an insulating cement bridge; figure 5 is the same, after the re-conservation of the well and the restoration of gas-dynamic communication of the well with the reservoir.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Первоначально проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории. Определяют состояние фонтанной арматуры 1 и колонной головки 2, наличие штурвалов 3 и глухих фланцев 4 на фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2, наличие патрубков под манометры и термометры, пропусков газа и подтеков жидкости, наличие приустьевой воронки 5, определение ее размеров.Initially, a visual inspection of the wellhead and the surrounding area is carried out. The condition of the
После этого проводят работы по заполнению приустьевой воронки 5 грунтом или привозным песком. На фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2 устанавливают штурвалы 3, манометры 6 и термометры 7. Проводят разогрев фонтанной арматуры 1 и колонной головки 2 с помощью передвижной паронагревательной установки (ППУ) до положительной температуры металла, до 20-30°С, определяют наличие давления в фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2.After that, work is carried out to fill the
При наличии давления в фонтанной арматуре 1 проводят выпуск газа в атмосферу через патрубки под манометры 6 либо через смонтированные для этой цели выкидные линии, подсоединяемые к отводам фонтанной арматуры 1. Давление в фонтанной арматуре 1 снижают до нуля. При невозможности снизить давление в фонтанной арматуре 1 до нуля по причине наличия притока газа через негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины в интервале многолетнемерзлых пород 10 или через негерметичный цементный мост 11, установленный в эксплуатационной колонне 9 выше продуктивного пласта 12, закрывают задвижки с помощью штурвалов 3 на фонтанной арматуре 1, демонтируют глухие фланцы 4, к отводам фонтанной арматуры 1 подсоединяют линии глушения и осуществляют глушение скважины.If there is pressure in the
При отсутствии давления в фонтанной арматуре 1 проводят ее опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота 92-95%. При подтверждении герметичности фонтанной арматуры 1 и после снижения давления в ней проводят демонтаж фонтанной арматуры 1 и монтаж противовыбросового оборудования (ПВО).In the absence of pressure in the
Затем проводят растепление эксплуатационной колонны 9 скважины облегченным солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, подогретым до температуры плюс 60-80°С с помощью ППУ, через спускаемые в эксплуатационную колонну 9 скважины промывочные трубы 13 до находящегося в эксплуатационной колонне 9 цементного моста 11, установленного над продуктивным пластом 12. Спуск промывочных труб 13 проводят через установленный на ПВО специальный комплекс оборудования для промывки скважины (КОПС). Закачивание облегченного солевого раствора в эксплуатационную колонну 9 осуществляют с помощью насосной установки (УН) и линий глушения, подсоединенных к отводам ПВО, через промывочные трубы 13, либо при помощи колтюбинговой установки через гибкую трубу. В качестве облегченного солевого раствора можно использовать облегченный солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 0,7-1,4, дисольван 0,5-1,0, вода - остальное.Then, the
Определяют фактическое местоположение цементного моста 11 спуском промывочных труб 13 до контакта с цементным мостом 11. Отсутствие цементного моста 11 в проектном интервале установки за счет его сползания по эксплуатационной колонне 9 вниз свидетельствует о высокой вероятности его негерметичности по причине разрушения цементного камня цементного моста 11 в месте контакта с эксплуатационной колонной 9 скважины.The actual location of the
С целью определения проходимости и целостности эксплуатационной колонны 9 скважины проводят ее шаблонирование и опрессовку. Шаблонирование и опрессовку эксплуатационной колонны 9 проводят до установленного над продуктивным пластом 12 цементного моста 11 облегченным солевым раствором с учетом его плотности. Опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины в связи с большой вероятностью негерметичности цементного моста 11 и невозможности по этой причине точного определения герметичности эксплуатационной колонны 9 проводят поинтервально с помощью сдвоенных изоляционных пакеров.In order to determine the permeability and integrity of the
При этом давление опрессовки эксплуатационной колонны 9 солевым раствором на устье скважины определяется из уравнения:The pressure test of the
Роп у=1,1·Рмах ожид,P op y = 1.1 · P max expect
где Роп у - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см2;where R op y - pressure testing the production string with saline at the wellhead, kgf / cm 2 ;
Рмах ожид - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см2.P max expected - the maximum expected pressure at the wellhead, kgf / cm 2 .
В случае обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины определяют приемистость интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины созданием давления и приток из интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины снижением уровня солевого раствора. Геофизическими методами уточняют место и интервал негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины, характер повреждения эксплуатационной колонны 9 скважины. В случае наличия нескольких интервалов негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины проводят поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины с использованием сдвоенных изоляционных пакеров.In the event of a leak in the
После определения интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины и характера повреждения эксплуатационной колонны 9 скважины проводят замену облегченного солевого раствора на свежеприготовленный солевой раствор, например на солевой раствор хлоркалия электролита следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 1,2-2,4, вода - остальное, или водный раствор хлорида кальция с расчетной плотностью, обеспечивающей создание противодавления на пласт. Затем под интервалом негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины устанавливают висячий изолирующий цементный мост 14 и проводят закачивание через интервал негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины за эксплуатационную колонну 9 скважины тампонажного материала, например цементного раствора, или герметизирующей композиции.After determining the
В случае негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины по причине ее смятия работы по исправлению ее смятия проводят оправочным инструментом, а в качестве герметизирующей композиции при ликвидации негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины можно использовать полимерный состав, состоящий из, мас.%: эпоксиполиуретанового полимера ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0; портландцемента - 15,0-16,0; алюмосиликатных микросфер - 1,2-2,7; поливинилхлорида - 18,0-18,5; триметилхлорсилоксана - 0,1; смеси алифатических аминов - 5,4-5,5; латекса - 13,5-13,8, либо жидкое стекло на основе натрия или полимерную композицию АКОР-МГ.In case of leakage of the
В случае негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины по резьбовым соединениям ликвидацию негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины проводят различными вязкоупругими системами, например формальдегидной смолой или полимерной композицией АКОР-МГ для скважин глубиной до 1200 м; АКОР Б-100 или АКОР-МГ для скважин глубиной свыше 1200 м.In case of leakage of the
После завершения закачивания за эксплуатационную колонну 9 скважины тампонажного материала или герметизирующей композиции осуществляют наращивание висячего изолирующего цементного моста 14 с целью докрепления интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины. Причем закачивание цементного раствора осуществляют под давлением с оставлением нарощенного участка под давлением, равным 0,8 конечной величины давления закачивания цементного раствора, а после затвердевания тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной 9 скважины и цемента в нарощенном участке висячего изолирующего цементного моста 14 проводят разбуривание висячего изолирующего цементного моста 14 и повторную опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины.After completion of the injection for the
Затем проводят разбуривание установленного в эксплуатационной колонне 9 над продуктивным пластом 12 цементного моста 11 и шаблонирование эксплуатационной колонны 9 скважины до забоя скважины на солевом растворе с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт. При этом плотность солевого раствора определяют по уравнению:Then, drilling of the
где ρ - плотность солевого раствора, кг/м3;where ρ is the density of the saline solution, kg / m 3 ;
Рпл - пластовое давление, кгс/см2;P PL - reservoir pressure, kgf / cm 2 ;
k - коэффициент безопасности:k - safety factor:
1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;1.05 - for wells with a depth of less than 1200 m;
1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;1.10 - for wells with a depth of more than 1200 m;
h - глубина установки цементного моста, м;h - installation depth of the cement bridge, m;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Иными словами разбуривание цементного моста осуществляют на солевом растворе, например хлоркалии-электролите или хлориде кальция, с плотностью, обеспечивающей репрессию на пласт до 15% для скважин глубиной до 1200 м и 5% для скважин глубиной более 1200 м, подогретом до температуры 20-30°С.In other words, the cement bridge is drilled on a saline solution, for example, potassium chloride electrolyte or calcium chloride, with a density that provides repression to the reservoir of up to 15% for wells up to 1200 m deep and 5% for wells over 1200 m deep, heated to a temperature of 20-30 ° C.
После этого проводят работы по восстановлению газодинамической связи скважины с продуктивным пластом 12 путем преодоления закольматированной зоны 15 одним из перечисленных методов, например методом «щадящей» перфорации, пластической перфорации, гидропескоструйной перфорации или гидравлическим разрывом пласта.After that, work is carried out to restore the gas-dynamic connection between the well and the producing
Перед проведением работ по восстановлению газодинамической связи скважины с продуктивным пластом 12 проводят работы по разглинизации закольматированной зоны 15 продуктивного пласта 12 установкой щелочной ванны с последующей промывкой ее технической водой и установкой кислотной ванны.Before carrying out work to restore the gas-dynamic connection between the well and the
При проведении «щадящей» перфорации за счет использования мощных кумулятивных перфораторов с низкой фугасностью, например ПРК-42С, ПМИ-48, образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.When conducting a “gentle” perforation due to the use of powerful cumulative perforators with low explosiveness, for example PRK-42S, PMI-48,
При проведении пластической перфорации за счет использования фрезерных дисков осуществляется «прорезание» эксплуатационной колонны 9 скважины без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной 9 скважины, а за счет гидромониторной насадки под воздействием жидкостных струй образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.When plastic perforation is carried out through the use of milling disks, the
При проведении гидропескоструйной перфорации за счет использования гидромониторной насадки под воздействием песчаножидкостных струй образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.When conducting sandblasting perforation due to the use of a jet nozzle under the influence of sand-liquid jets,
При проведении гидравлического разрыва пласта под воздействием высоких давлений образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу, преодолевающие закольматированную зону 15 и закрепляющиеся проппантом от повторного их смыкания.When hydraulic fracturing is carried out under the influence of high pressures,
После восстановления газодинамической связи продуктивного пласта 12 со скважиной в нее спускают лифтовую колонну 17, предназначенную для эксплуатации скважины, демонтируют ПВО и монтируют фонтанную арматуру 1. Скважину обвязывают задавочными и выкидными линиями, трубопроводами для вызова притока газа из пласта.After the gasdynamic connection of the
Затем проводят вызов притока из продуктивного пласта 12 путем замены солевого раствора на облегченную жидкость, например на газовый конденсат или другую углеводородную жидкость.Then, an inflow from the
Предлагаемый способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород позволяет повысить надежность расконсервации скважины, длительное время находящейся в консервации, устраняет имеющую место в скважине негерметичность эксплуатационной колонны скважины, обеспечивает противофонтанную безопасность при разбуривании цементного моста, установленного в процессе консервации над продуктивным пластом и утратившим свою герметичность, обеспечивает восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом и облегчает вызов притока и освоение скважины.The proposed method of re-preservation of an oil and gas well with an unpressurized production casing in the presence of permafrost rocks allows to increase the reliability of re-preservation of the well, which has been in conservation for a long time, eliminates leakage in the production casing of the well, provides uncontrolled safety when drilling a cement bridge installed in the preservation process over the reservoir and has lost its tightness, provides recovery ment of the well gas-dynamic connection with the producing formation and facilitate the influx of challenge and exploration wells.
Этот способ является наиболее эффективным при расконсервации такой категории скважин в осложненных условиях и со сложным техническим состоянием самих скважин. Он предусматривает возможность оперативного управления технологическим процессом при возникновении любой технической неисправности или технологической неожиданности, которые неизбежны при проведении такого сложного и фонтано- и пожароопасного вида капитального ремонта скважин.This method is most effective when mothballed this category of wells in difficult conditions and with the difficult technical condition of the wells themselves. It provides for the possibility of operational control of the technological process in the event of any technical malfunction or technological unexpectedness that are unavoidable during such a complex and fountain- and fire hazardous overhaul of wells.
Claims (8)
Роп у=1,1·Рмах ожид,
где Роп у - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см2;
Рмах ожид - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см2,
а плотность солевого раствора для разбуривания цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, определяют по уравнению:
где ρ - плотность солевого раствора, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, кгс/см2;
k - коэффициент безопасности:
1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;
1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;
h - глубина установки цементного моста, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2.1. A method of re-preservation of an oil and gas well with an unpressurized production casing in the presence of permafrost rocks in the section, in which a visual inspection of the wellhead and the surrounding area is carried out, the mouth of the mouth is filled with funnel, the controls and manometers are installed on the fountain fittings and the column head, and the fountain fittings and the column are heated the head to a positive temperature in the range of 20-30 ° C, check the presence of pressure in the fountain and in the annulus of the well, spend them crimping with an explosion-proof mixture with a nitrogen content in the range of 92-95%, dismantling the fountain fittings, installing blow-out equipment with a set of equipment for flushing the well, melt the production casing of the well with hot saline with a density that provides backpressure on the formation, and with a temperature of 60-80 ° From to the cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir for the period of its conservation, determine the actual location of the cement bridge, shab they lock and test the production casing of the well interval to the cement bridge on the saline solution, taking into account its density, determine the intervals and the nature of the leakage of the production casing of the well using geophysical methods, determine the injectivity by creating pressure in the borehole and flow by reducing the level, set below the leakage interval of the insulating cement bridge and grouting material or sealing composition is injected over the production casing at a leak of the production casing of the well, the interval of leakage of the production casing of the well is fixed by adding an additional portion of cement mortar to the insulating bridge, the well is left for the waiting period for the cementing material or sealant to harden behind the production casing of the well and cement in the extended part of the insulating cement bridge, the insulating cement bridge is drilled in the interval leakage of the production casing of the well, re-crimping the production casing of the well, drill a cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir, in saline, with a density that provides backpressure to the reservoir, and with a temperature of 20-30 ° C, wash the production casing of the well to the bottom, wedge out the stained zone of the productive formation by installation of an alkaline bath, followed by washing and installation of an acid bath, restore the gas-dynamic connection of the well with the productive formation perforation low-explosive charges with deep penetration and with the formation of channels extending beyond the confined zone, they call the inflow from the reservoir, while the pressure of the test casing with saline at the wellhead is determined by the equation:
P op y = 1.1 · P max expect
where R op y - pressure testing of the production string with saline at the wellhead, kgf / cm 2 ;
P max expected - the maximum expected pressure at the wellhead, kgf / cm 2 ,
and the density of the salt solution for drilling a cement bridge installed in the production casing of the well above the reservoir, is determined by the equation:
where ρ is the density of the saline solution, kg / m 3 ;
P PL - reservoir pressure, kgf / cm 2 ;
k - safety factor:
1.05 - for wells with a depth of less than 1200 m;
1.10 - for wells with a depth of more than 1200 m;
h - installation depth of the cement bridge, m;
g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008137025/03A RU2378493C1 (en) | 2008-09-15 | 2008-09-15 | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008137025/03A RU2378493C1 (en) | 2008-09-15 | 2008-09-15 | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2378493C1 true RU2378493C1 (en) | 2010-01-10 |
Family
ID=41644243
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008137025/03A RU2378493C1 (en) | 2008-09-15 | 2008-09-15 | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2378493C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465434C1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval |
| RU2520997C1 (en) * | 2013-04-01 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of separate small oil lenses |
-
2008
- 2008-09-15 RU RU2008137025/03A patent/RU2378493C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| под ред. МУРАВЬЕВА И.М. Справочник по добыче нефти. - М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1959, т.2, с.60, 84, 90-97, 112, 126, 548. * |
| РД 153-39-023-97, Правила ведения ремонтных работ в скважинах. - утв. Минтопэнерго РФ, 18.08.1997. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465434C1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval |
| RU2520997C1 (en) * | 2013-04-01 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of separate small oil lenses |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2359115C2 (en) | Control by several azimuths by vertical cracks, appearing at hydraulic fracturing in friable or slightly cemented sediments | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2108445C1 (en) | Method for restoring tightness of casing clearance | |
| CN105239984A (en) | Method for controlling coal mine underground fracturing crack propagation | |
| CN112012667B (en) | Oil testing and well completion integrated pipe string combined with fine pressure control technology | |
| RU2576422C1 (en) | Method of physical abandonment of wells | |
| Yuan et al. | Technical difficulties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan block and the countermeasures | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| US4386806A (en) | Well repair for in situ leaching | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| US20200270977A1 (en) | Flow management in existing wells during adjacent well hydraulic fracturing | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2378493C1 (en) | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section | |
| RU2418152C1 (en) | Abandonment method of oil-and-gas well located in water area of shallow water reservoir | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
| CN112065296B (en) | Well completion operation method combining fine pressure control technology | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2564316C1 (en) | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing | |
| CN115704298A (en) | Underground pulse hydraulic fracturing combined tool and fracturing process method | |
| RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
| RU2441135C1 (en) | Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections |