RU2405930C1

RU2405930C1 - Method for isolation of reservoir water inflow in well with buckled flow string under conditions of abnormally low reservoir pressures

Info

Publication number: RU2405930C1
Application number: RU2009133300/03A
Authority: RU
Inventors: Игорь Александрович Кустышев (RU); Игорь Александрович Кустышев; Денис Александрович Кустышев (RU); Денис Александрович Кустышев; Егор Викторович Вакорин (RU); Егор Викторович Вакорин; Инга Александровна Губина (RU); Инга Александровна Губина
Original assignee: Кустышев Александр Васильевич
Priority date: 2009-09-04
Filing date: 2009-09-04
Publication date: 2010-12-10

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: sand plug is washed down to lower perforation holes of existing interval of perforation, and buckling of flow string is eliminated. Then water-insulation composition is injected into existing interval of perforation, is pushed into reservoir, creating a water-insulation screen, and displacing reservoir water in depth of reservoir by displacement fluid. Then tail of smaller diametre pipes is lowered in inner cavity of flow string to head of washed sand plug, with arrangement of tail head by 20 m higher than reservoir roof, which is cemented by mortar, leaving cement sleeve in inner cavity of tail down to depth of 1-2 m higher than current gas-water contact and higher than upper holes of existing perforation interval. As cement hardening waiting time elapses, two strings, tail and operating strings are perforated for operation, in interval above the cement sleeve to roof of reservoir. Then lifting string is lowered in well by 1-2 m higher than the tail head. Gas flow is caused from reservoir, and well is flared. Gas dynamics research is carried out, and the well is commissioned. At the same time water-insulation composition is represented by liquid glass, displacement fluid - by methanol, cement mortar is a composition that consists of portland cement, superplasticiser C-3, polyvinyl alcohol and polypropylene fibre.

EFFECT: liquidation of reservoir water inflow and elimination of flow string buckling conditions, provision of water-free operation of wells and getting planned volumes of gas production.

1 ex, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to isolate the influx of formation water in gas and gas condensate wells with a crumpled production string under conditions of abnormally low formation pressure.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять их вторичное вскрытие в высокопроницаемой газонасыщенной части продуктивного пласта, оставляя менее проницаемую часть не вскрытой, при этом перфорацию эксплуатационной колонны вынуждены проводить 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 different permeability alternate. At the same time, the thickness of such deposits is often small, which forces them to be re-opened in a highly permeable gas-saturated part of the reservoir, leaving the less permeable part unopened, while the perforation of the production string must be carried out with a continuous interval and double density.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводнения и смятия нижней части эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Это обусловлено возникновением большой разницы горного и забойного давлений по мере извлечения из залежи углеводородов, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.At the final stage of developing such deposits, a large number of wells are decommissioned due to lower reservoir pressure, water cut and crushing of the lower part of the production string in the perforation interval. This is due to the occurrence of a large difference in rock and bottomhole pressures as hydrocarbons are extracted from the reservoir, i.e. rock pressure and pressure in the well and reservoir.

В этих условиях традиционными методами ликвидировать приток пластовых вод, восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Устранить приток пластовых вод без устранения смятия эксплуатационной колонны невозможно, а ликвидировать ее смятие установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной перфорации эксплуатационной колонны и пониженной по этой причине ее прочности осуществить технически невозможно.Under these conditions, it is difficult to eliminate the flow of formation water, restore productivity and remove the well from inaction using traditional methods. It is impossible to eliminate the inflow of formation water without eliminating crushing of the production string, and to eliminate its crushing by installing insulating packers or longitudinally corrugated adhesives due to continuous perforation of the production string and reduced strength for this reason, it is technically impossible to carry out.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. / А.Д.Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].There is a method of isolating the influx of formation water, including pumping grouting mortar under pressure into the water-developing part of the reservoir and holding the well for the duration of the grout setting [Reference book for the current and overhaul of wells. / A.D. Amirov et al. - M .: Nedra, 1979. - S.238-241].

Недостатком этого способа в условиях аномально-низких пластовых давлений при наличии смятой эксплуатационной колонны является недостаточная надежность изоляции притока пластовых вод, в результате чего после перфорации в не обводнившейся части продуктивного пласта пластовые воды вновь начинают поступать в скважину, обводняя новый интервал перфорации.The disadvantage of this method under conditions of abnormally low reservoir pressures in the presence of a crumpled production string is the insufficient reliability of isolating the influx of formation water, as a result of which after perforation in the non-flooded part of the reservoir, the formation water again begins to flow into the well, encircling a new perforation interval.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, E21B 43/32].There is a method of isolating the influx of formation water, including pumping grouting mortar under pressure into the water-developing part of the reservoir and holding the well for the duration of the grout setting [Patent RF No. 2127807, E21B 43/32].

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности изоляции притока пластовых вод и увеличении безводного периода эксплуатации скважины при обеспечении целостности эксплуатационной колонны.The challenge facing the creation of the invention is to increase the reliability of isolation of the influx of formation water and increase the anhydrous period of well operation while ensuring the integrity of the production string.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин и получении запланированных объемов добычи газа.The achieved technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in eliminating the inflow of formation water and eliminating the conditions for crushing the production string, in ensuring waterless operation of the wells and obtaining the planned volumes of gas production.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений, при котором промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны, закачивают в существующий интервал перфорации водоизоляционную композицию, продавливают водоизоляционную композицию в продуктивный пласт с созданием водоизоляционного экрана, оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта продавочной жидкостью, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта и выше нижних отверстий существующего интервала перфорации, после завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше цементного стакана до кровли продуктивного пласта, в скважину спускают лифтовую колонну на 1-2 м выше головы хвостовика, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию, при этом в качестве водоизоляционной композиции применяют жидкое стекло, в качестве продавочной жидкости - метанол, в качестве цементного раствора - состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно.The task and technical result are achieved by the fact that when isolating the inflow of formation water in a well with a crumpled production string under conditions of abnormally low formation pressure, in which the sand plug is washed to the lower holes of the existing perforation interval, the collapse of the production string is eliminated, and the water-proofing pump is pumped into the existing perforation interval composition, push the waterproofing composition into the reservoir with the creation of a waterproofing screen, pushing the formation water into the liner of the productive formation with squeezing liquid, the liner is lowered to the head of the washed sand plug in the inner cavity of the production casing with a smaller diameter pipe with a shank head 20 m higher than the roof of the productive layer, the liner is cemented with cement mortar, leaving the cement bowl in the liner cavity to a depth of 1 -2 m above the current gas-water contact and above the lower holes of the existing perforation interval, after the completion of the waiting period for cement solidification they make perforation for the operation of two columns, a liner and a production string, in the interval above the cement cup to the roof of the reservoir, an elevator string is lowered 1-2 m above the head of the liner, gas is inflowed from the reservoir and the well is flared, gas-dynamic studies and put the well into operation, while liquid glass is used as a water-proofing composition, methanol as a squeezing liquid, and composition as a cement mortar containing Portland cement, C-3 superplasticizer, polyvinyl alcohol and polypropylene fiber.

На фиг.1 показана конструкция скважины до ремонта, на фиг.2 - схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и водоизоляции, на фиг.3 - то же при спуске хвостовика, на фиг.4 - то же в процессе перфорации под эксплуатацию и ввода скважины в эксплуатацию.In Fig.1 shows the construction of the well before repair, Fig.2 is a diagram of the implementation of the proposed method when washing sand plugs and waterproofing, Fig.3 is the same when lowering the liner, Fig.4 is the same during perforation for operation and putting the well into operation.

Способ реализуется в обводненной скважине в условиях аномально низких пластовых давлений (фиг.1), в которой перфорацией вскрыта нижняя, наиболее проницаемая, газонасыщенная толщина продуктивного пласта 1, в которой существующий интервал перфорации 2 полностью перекрыт песчаной пробкой 3, текущий газоводяной контакт 4 поднялся выше нижних отверстий существующего интервала перфорации 2, а его водяной конус 5, подтягивающийся к забою скважин, поднялся выше верхних отверстий существующего интервала перфорации 2. При этом эксплуатационная колонна 6 проперфорирована равномерно, сплошным интервалом и двойной плотностью, а ее нижняя часть прокорродировала и возможно негерметична или смята из-за большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. Спущенная в скважину, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, лифтовая колонна 7 также перекрыта песчаной пробкой 3 и находится в прихваченном состоянии.The method is implemented in a flooded well under conditions of abnormally low formation pressure (Fig. 1), in which the lower, most permeable, gas-saturated thickness of the productive formation 1 is opened by perforation, in which the existing perforation interval 2 is completely closed by the sand plug 3, the current gas-water contact 4 rose higher the lower holes of the existing perforation interval 2, and its water cone 5, which is pulled up to the bottom of the wells, rose above the upper holes of the existing perforation interval 2. nna 6 uniformly perforated, continuous intervals and double density, and its lower portion corroded and possibly leaking or crushed because of the large difference between the mountain and the bottom hole pressure, ie the pressure of rocks and the pressure in the wellbore and the reservoir. Launched into the well, into the internal cavity of the production casing 6, the elevator casing 7 is also blocked by a sand plug 3 and is in a stuck condition.

Первоначально в скважине (фиг.2) промывают песчаную пробку 3 до нижних отверстий существующего интервала перфорации 2 и устраняют смятие эксплуатационной колонны 6. Извлекают из скважины лифтовую колонну 7.Initially, in the well (Fig. 2), the sand plug 3 is washed to the lower holes of the existing perforation interval 2 and the crushing of production casing 6 is eliminated. The lift casing 7 is removed from the well.

После этого закачивают в существующий интервал перфорации 2 через спускаемые в скважину промывочные трубы 8 водоизоляционную композицию 9, продавливают ее в продуктивный пласт 1 продавочной жидкостью 10 с созданием водоизоляционного экрана 11, выходящего за пределы водяного конуса 5, и оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта 1. При этом в качестве водоизоляционной композиции 9 используют жидкое стекло, а в качестве продавочной жидкости 10 - метанол. После завершения работ по закачиванию и продавливанию водоизоляционной композиции 9 из скважины извлекают промывочные трубы 8.After that, the water-proofing composition 9 is pumped into the existing perforation interval 2 through the flushing pipes 8 lowered into the well 8, squeezed into the reservoir 1 by squeezing liquid 10 to create a water barrier 11 extending beyond the water cone 5, and pushing the reservoir water into the depth of the reservoir 1 At the same time, liquid glass is used as a waterproofing composition 9, and methanol as a squeezing liquid 10. After completion of the work on pumping and forcing the water-proofing composition 9, wash pipes 8 are removed from the well.

Далее (фиг.3) во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6 до головы 12 промытой песчаной пробки 3 спускают хвостовик 13 из труб меньшего диаметра с размещением головы 14 хвостовика 13 на 20 м выше кровли 15 продуктивного пласта 1. Хвостовик 13 спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6 для предотвращения дальнейшего смятия эксплуатационной колонны 6 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях аномально низких пластовых давлений. Цементируют хвостовик 13 цементным раствором 16 с оставлением цементного стакана 17 во внутренней полости хвостовика 13 до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта 4. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 16 в условиях аномально низких пластовых давлений и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, в качестве поливинилового спирта - поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.Further (Fig. 3), a shank 13 is lowered into the inner cavity of the production casing 6 to the head 12 of the washed sand plug 3 from pipes of smaller diameter with the placement of the head 14 of the shank 13 20 m above the roof 15 of the reservoir 1. The shank 13 is lowered into the inner cavity of the production casing 6 to prevent further collapse of the production casing 6 due to the large difference in rock and bottomhole pressure under conditions of abnormally low reservoir pressures. Cement the shank 13 with cement mortar 16, leaving the cement cup 17 in the inner cavity of the shank 13 to a depth of 1-2 m above the current gas-water contact 4. Moreover, to prevent the absorption of cement mortar 16 under conditions of abnormally low reservoir pressure and obtain a strong cement stone, the composition is used, containing Portland cement, C-3 superplasticizer, polyvinyl alcohol and polypropylene fiber. Portland cement can be used as portland cement PTC 1-50 or PTC 1-100, as polyvinyl alcohol - polyvinyl alcohol PVA 18/11 or PVA B1H, and polypropylene fiber can be used polypropylene fiber called "fiber" or an inert fiber filler.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента (фиг.4) осуществляют перфорацию под эксплуатацию 18 двух колонн, хвостовика 13 и эксплуатационной колонны 6, выше цементного стакана 17 до кровли 15 продуктивного пласта 1. Перфорацию можно проводить кумулятивными перфораторами повышенной мощности, например PJ 2906 «омега» или ЗПКТ 73-ГП, ПКС 80, ПРК 42С.After completion of the waiting period for cement hardening (Fig. 4), perforation for operation 18 of two columns, liner 13 and production string 6 is carried out, above cement cup 17 to the roof 15 of productive formation 1. Perforation can be carried out by cumulative high-power perforators, for example PJ 2906 omega "Or ZPKT 73-GP, PKS 80, PRK 42S.

Затем в скважину спускают лифтовую колонну 7 на 1-2 м выше головы 14 хвостовика 13.Then, the lift column 7 is lowered into the well 1-2 m above the head 14 of the liner 13.

Возможен спуск в скважину лифтовой колонны 7 диаметром меньше диаметра хвостовика 13 до верхних отверстий интервала перфорации под эксплуатацию 18.Possible descent into the well of the elevator column 7 with a diameter smaller than the diameter of the liner 13 to the upper holes of the perforation interval for operation 18.

Осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта 1 и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию.They make a call for gas inflow from the reservoir 1 and test the well for a flare, conduct gas-dynamic studies and put the well into operation.

Пример реализации способа в скважине №218 Вынгапуровского месторождения.An example implementation of the method in well No. 218 of the Vyngapurovsky field.

Первоначально в скважине с помощью колтюбинговой установки промыли песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации. Оправочным инструментом устранили смятие эксплуатационной колонны. Извлекли лифтовую колонну.Initially, a sand plug was washed in the well using a coiled tubing unit to the lower holes of the existing perforation interval. The mandrel tool eliminated the collapse of the production string. The elevator column was removed.

После этого в существующий интервал перфорации закачали жидкое стекло в качестве водоизоляционной композиции в объеме 120 м³ и продавили его в продуктивный пласт метанолом из расчета создания водоизоляционного экрана за пределами водяного конуса. При этом пластовая вода была оттеснена в глубину продуктивного пласта.After that, liquid glass was pumped into the existing perforation interval as a water-proofing composition in a volume of 120 m ³ and it was pressed into the reservoir with methanol in order to create a water-proof screen outside the water cone. At the same time, formation water was pushed into the depth of the reservoir.

Далее во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спустили хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, тем самым обеспечили предотвращение дальнейшего смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях аномально-низких пластовых давлений залежи.Then, in the inner cavity of the production casing, the liner was lowered from the tubing 114 mm in diameter to the head of the washed sand plug with the shank head 20 m above the top of the reservoir, thereby preventing further crushing of the production casing due to the large difference in mountain and bottomhole pressure in conditions of abnormally low reservoir pressure of the reservoir.

Хвостовик зацементировали цементным раствором, содержащим портландцемент марки ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт марки ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно - «фибра», в объеме 35 м³. Причем цемент за хвостовиком, между хвостовиком и эксплуатационной колонной, подняли до головы хвостовика, а внутри хвостовика оставили цементный стакан до глубины на 2 м выше текущего газоводяного контакта. Таким образом, цементным мостом и армированным хвостовиком перекрыли весь продуктивный пласт. Надежность изоляции пластовых вод обеспечена вытеснением пластовой воды за пределы водяного конуса, созданием водоизоляционного экрана и цементного моста за хвостовиком. А также надежность обеспечена составом цементного раствора.The shank was cemented with cement mortar containing Portland cement grade PTC 1-50, superplasticizer C-3, polyvinyl alcohol grade PVA 18/11 and polypropylene fiber - “fiber”, in the amount of 35 m ³ . Moreover, the cement behind the liner, between the liner and the production string, was raised to the head of the liner, and inside the liner a cement bowl was left to a depth of 2 m above the current gas-water contact. Thus, a cement bridge and a reinforced liner blocked the entire reservoir. Reliability of isolation of produced water is ensured by displacing produced water beyond the limits of the water cone, creating a waterproofing screen and a cement bridge behind the shank. And also reliability is provided by the composition of the cement mortar.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществили перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, выше цементного стакана до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели кумулятивным перфоратором повышенной мощности PJ 2906 «омега».After the waiting period for the hardening of the cement, two columns, a liner and a production string, were perforated for operation, above the cement cup to the top of the reservoir. Perforation was carried out by a cumulative punch of increased power PJ 2906 "omega".

Затем в скважину спустили лифтовую колонну диаметром 114 мм на 2 м выше головы хвостовика с целью обеспечения возможности ведения ремонтных работ колтюбинговой установкой.Then, an elevator string with a diameter of 114 mm was lowered 2 meters above the liner head into the well in order to enable repair work by a coiled tubing installation.

Провели вызов притока газа из пласта с помощью колтюбинговой установки и отработали скважину на факел до выхода ее на технологический режим. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.We made a call for the inflow of gas from the reservoir using a coiled tubing installation and worked out the well on a torch before it entered the technological mode. After testing the well and conducting gas-dynamic studies, the well was put into operation.

Заявляемый способ обеспечивает надежную изоляцию продуктивного пласта, устраняет приток в скважину пластовых вод, подтягивающихся к забою скважины в виде водяного конуса, предотвращает дальнейшее смятие эксплуатационной колонны, продлевает период безводной эксплуатации скважины, способствует получению проектных объемов добычи газа.The inventive method provides reliable isolation of the reservoir, eliminates the influx of formation water into the well that is pulled to the bottom of the well in the form of a water cone, prevents further collapse of the production string, extends the period of anhydrous well operation, and helps to achieve design gas production volumes.

Claims

A method of isolating formation water inflow in a well with a crumpled production string under conditions of abnormally low formation pressure, in which the sand plug is washed to the lower holes of the existing perforation interval, the production string is crushed, the water insulation composition is pumped into the existing perforation interval, the water insulation composition is forced into the reservoir with the creation of a waterproofing screen, forcing the formation water into the depth of the reservoir by the squeezing fluid, inside the shank of the production casing is lowered to the head of the washed sand plug, the shank is lowered from pipes of smaller diameter with the shank head placed 20 m above the top of the reservoir, the shank is cemented with cement leaving the cement cup in the shank to a depth of 1-2 m above the current gas-water contact and above the lower holes of the existing perforation interval, after the completion of the cement hardening waiting period, two columns, a liner and the production string, in the interval above the cement cup to the roof of the productive formation, the elevator is lowered 1-2 m above the head of the liner, the gas is brought in from the reservoir and the well is flared, gas-dynamic studies are carried out and the well is put into operation, liquid glass is used as a waterproofing composition, methanol as a squeezing liquid, a composition containing Portland cement, S-3 superplasticizer, and polyvinyl as a cement mortar high alcohol and polypropylene fiber.