RU2439296C2 - Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure - Google Patents
Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439296C2 RU2439296C2 RU2009100166/03A RU2009100166A RU2439296C2 RU 2439296 C2 RU2439296 C2 RU 2439296C2 RU 2009100166/03 A RU2009100166/03 A RU 2009100166/03A RU 2009100166 A RU2009100166 A RU 2009100166A RU 2439296 C2 RU2439296 C2 RU 2439296C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- well
- gas
- filling fluid
- perforation interval
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при глушении скважин при проведении подземного и капитального ремонта при аномально низких пластовых давлениях и высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном горизонте добывающих скважин.The invention relates to the gas and oil industry and can be used for killing wells during underground and overhauls at abnormally low reservoir pressures and high permeability of the reservoir in the operating production horizon of producing wells.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб при закрытом на устье скважины межтрубном пространстве, образованном колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, сначала блокирующего состава в объеме, необходимом для перекрытия зоны интервала перфорации, затем порции задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, удельная плотность которой ниже удельной плотности блокирующего состава, после окончания закачки блокирующего состава и задавочной жидкости отбор на устье скважины газа, замещаемого ими в колонне насосно-компрессорных труб (см. патент РФ №2188308, кл. E21B 43/12, 2002).Closest to the proposed method is a method of killing a gas well, including blocking the perforation interval by feeding the bottom of the well through a tubing string with an annular space closed at the wellhead formed by a tubing string and a production string that first blocks the composition in volume, necessary to cover the zone of the perforation interval, then a portion of the filling fluid from its previously calculated volume, the specific gravity of which is lower than the specific density the blocking composition, after completion of the injection of the blocking composition and the filling fluid, the selection of gas at the wellhead replaced by them in the tubing string (see RF patent No. 2188308, class E21B 43/12, 2002).
Недостатками известного способа являются его низкие функциональные возможности, обусловленные необходимостью использования газа высокого давления, закачиваемого в скважину в объеме колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также невозможностью создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.The disadvantages of this method are its low functionality, due to the need to use high pressure gas injected into the well in the volume of the tubing string to deliver the blocking composition and filling fluid to the bottom of the well, as well as the inability to create a reliable blocking insulating screen in the zone interval perforation wells.
Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является расширение функциональных возможностей способа за счет исключения закачивания в скважину газа высокого давления в объеме колонны НКТ для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.The technical result to which this invention is directed is to expand the functionality of the method by eliminating the injection of high pressure gas into the well in the volume of the tubing string to deliver a blocking composition and filling fluid to the bottom of the well, as well as creating a reliable blocking insulating screen in the zone of the perforation interval wells.
Данный технический результат достигается за счет того, что в способе глушения газовой скважины, включающем блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб при закрытом на устье скважины межтрубном пространстве, образованном колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, сначала блокирующего состава в объеме, необходимом для перекрытия зоны интервала перфорации, затем порции задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, удельная плотность которой ниже удельной плотности блокирующего состава, после окончания закачки блокирующего состава и задавочной жидкости отбор на устье скважины газа, замещаемого ими в колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению перед подачей блокирующего состава на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб закачивают дополнительную порцию задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, перекрытие зоны интервала перфорации обеспечивают на высоте относительно забоя, составляющей не менее 110% длины интервала перфорации, объемы закачиваемых порций задавочной жидкости рассчитывают таким образом, чтобы высота столба порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб, равнялась высоте столба дополнительной порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в межтрубном пространстве, перед отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, сообщают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, при равенстве давлений в которых дополнительно с отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, ведут отбор газа из межтрубного пространства.This technical result is achieved due to the fact that in the method of killing a gas well, which includes blocking the perforation interval by feeding the bottom of the well through the tubing string when the annulus closed at the wellhead is formed by the tubing string and the production tubing that first blocks composition in the volume necessary to cover the zone of the perforation interval, then a portion of the filling fluid from its previously calculated volume, the specific gravity of which is lower the specific density of the blocking composition, after the injection of the blocking composition and the filling fluid has been completed, selection of gas at the wellhead replaced by them in the tubing string according to the invention, before applying the blocking composition to the bottom of the borehole, an additional portion of the filling fluid is pumped from the well in advance its calculated volume, the overlapping of the perforation interval zone is provided at a height relative to the bottom, which is at least 110% of the length of the perforation interval, the portion of the filling fluid to be pumped is calculated so that the column height of the portion of the filling fluid relative to the surface of the blocking composition located in the tubing string is equal to the height of the column of the portion of the portion of the filling liquid relative to the surface of the blocking composition located in the annulus before sampling the gas to be replaced tubing string, a tubing string and annulus are reported at the wellhead, with equality pressures in which additionally with the selection of gas replaced in the tubing string, gas is taken from the annulus.
Сущность изобретения поясняется на фигурах 1 и 2, где на фиг.1 представлена схема закачки в скважину порций задавочной жидкости и блокирующего состава в начале реализации способа глушения газовой скважины, на фиг.2 показана схема расположения в скважине порций задавочной жидкости, а также блокирующего состава в конце реализации способа.The invention is illustrated in figures 1 and 2, where figure 1 shows a diagram of the injection into the well of portions of filling fluid and blocking composition at the beginning of the method of killing a gas well, figure 2 shows the layout of portions of filling fluid and blocking composition in the well at the end of the implementation of the method.
На фиг.1 и 2 обозначены зона 1 интервала перфорации скважины, забой 2 скважины, колонна 3 насосно-компрессорных труб (НКТ), нижняя часть 4 которой расположена вблизи зоны 1 интервала перфорации скважины, эксплуатационная колонна 5, буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ, боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ и отсечная задвижка 8, расположенная на задавочной линии 9 колонны 3 НКТ, задвижка 10 межтрубного пространства, образованного колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5, отсечная задвижка 11, расположенная на задавочной линии 12 межтрубного пространства, задвижка 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве, образованном колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5, боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ, манометр 15, показывающий давление в колонне 3 НКТ, манометр 16, показывающий давление в межтрубном пространстве, месторасположение 17 в скважине дополнительной порции задавочной жидкости в начале реализации способа, месторасположение 18 в скважине блокирующего состава в начале реализации способа, месторасположение 19 в скважине порции задавочной жидкости в начале реализации способа, месторасположение 20 блокирующего состава, образующего блокирующий изоляционный экран в скважине в зоне 1 интервала перфорации в конце реализации способа, месторасположение 21 дополнительной порции задавочной жидкости в скважине в конце реализации способа, месторасположение 22 порции задавочной жидкости в скважине в конце реализации способа, месторасположение 23 газовой шапки в колонне 3 НКТ скважины в конце реализации способа, месторасположение 24 газовой шапки в межтрубном пространстве в конце реализации способа.Figures 1 and 2 indicate the zone 1 of the interval of perforation of the well, the bottomhole 2 of the well, the string 3 of tubing (tubing), the lower part 4 of which is located near the zone 1 of the interval of the perforation of the well, production string 5, a
На фиг.1 стрелкой показано направление закачки порций задавочной жидкости и блокирующего состава в колонну 3 НКТ, а на фиг.2 стрелкой показано направление перемещения газа из межтрубного пространства, образованного колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, в колонну 3 НКТ.In Fig. 1, the arrow shows the direction of injection of portions of the feed fluid and blocking composition into the tubing string 3, and Fig. 2 shows the direction of gas movement from the annulus formed by the tubing string and production string into the tubing string 3.
Сущность изобретения заключается в следующем. Для проведения капитального или подземного ремонта газовой скважины, как правило, необходимо произвести ее глушение. Его проводят исходя из геолого-промысловых условий и технического состояния скважины, а также способа ее эксплуатации. Особое внимание при этом следует уделять скважинам с аномально низким пластовым давлением (АНПД), поскольку последние характеризуются аномальными условиями эксплуатации, заключающимися в том, что в этих скважинах гидростатическое давление превышает пластовое давление, а эксплуатируемый продуктивный горизонт наиболее часто имеет высокую проницаемость пласта.The invention consists in the following. For capital or underground repairs of a gas well, as a rule, it is necessary to kill it. It is carried out on the basis of geological and field conditions and the technical condition of the well, as well as the method of its operation. Particular attention should be paid to wells with anomalously low reservoir pressure (ANP), since the latter are characterized by abnormal operating conditions, namely, that in these wells the hydrostatic pressure exceeds the reservoir pressure, and the production horizon that is exploited most often has a high permeability of the formation.
Далее рассматриваем реализацию предлагаемого способа для скважин с АНПД, на которых в последующем будет проведен подземный или капитальный ремонт.Next, we consider the implementation of the proposed method for wells with oil production wells, which will subsequently be used for underground or major repairs.
Перед осуществлением данного способа скважину с АНПД останавливают. При этом следует отметить, что перед остановкой на работающей скважине боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ, отсечная задвижка 8 на задавочной линии 9 колонны 3 НКТ, задвижка 10 межтрубного пространства и отсечная задвижка 11 на задавочной линии 12 межтрубного пространства, задвижка 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве остаются в закрытом состоянии, боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ и буферная задвижка 6 трубного пространства колонны 3 НКТ находятся в открытом состоянии.Before the implementation of this method, the well with the ANPD is stopped. It should be noted that before stopping at a working well, the
На остановленной скважине закрывают межтрубное пространство, образованное колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5. В этом случае задвижку 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве, задвижку 10 межтрубного пространства, задвижку 11 задавочной линии 12 межтрубного пространства оставляют в закрытом состоянии. Боковую манифольдную струнную задвижку 14 колонны 3 НКТ переводят из открытого состояния в закрытое. При этом буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии.At the stopped well, the annulus formed by the tubing string 3 and production tubing 5 is closed. In this case, the
По истечении некоторого времени, в течение которого значение давления не меняется, боковую струнную задвижку 7 колонны 3 НКТ и отсечную задвижку 8 задавочной линии 9 колонны 3 НКТ переводят в открытое состояние. После завершения операций с задвижками в скважину по задавочной линии 9 колонны 3 НКТ закачивают сначала дополнительную порцию задавочной жидкости (позиция 17 на фиг.1), затем блокирующий состав (позиция 18 на фиг.1) и после него порцию задавочной жидкости (позиция 19 на фиг.1). Объем закачиваемого блокирующего состава рассчитывают таким образом, чтобы после завершения всех работ по глушению скважины он перекрывал зону перфорации. При этом перекрытие зоны интервала перфорации обеспечивают на высоте относительно забоя, составляющей не менее 110% длины интервала перфорации. Это гарантирует надежное перекрытие интервала перфорации, что неоднократно подтверждалось на практике.After some time, during which the pressure value does not change, the
Объемы закачиваемых порций задавочной жидкости рассчитывают таким образом, чтобы высота столба порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в колонне 3 НКТ, равнялась высоте столба дополнительной порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в межтрубном пространстве. Затем после закачки указанных жидкостей на устье скважины сообщают колонну 3 НКТ с межтрубным пространством, образованным колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5. При этом боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии. Отсечную задвижку 8 задавочной линии 9 колонны 3 НКТ переводят в закрытое состояние. Задвижку 13 для выравнивания давлений, задвижку 10 межтрубного пространства переводят в открытое состояние. Отсечную задвижку 11 задавочной линии 12 межтрубного пространства оставляют в закрытом состоянии. Боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ остается в закрытом состоянии. При этом буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии.The volumes of injected portions of the filling fluid are calculated so that the column height of the portion of the filling fluid relative to the surface of the blocking composition located in the tubing string 3 is equal to the height of the column of the additional portion of the filling fluid relative to the surface of the blocking composition located in the annulus. Then, after injection of the indicated fluids at the wellhead, the tubing string 3 is reported with the annulus formed by the tubing string 3 and the production string 5. At the same time, the
После окончания перевода задвижек в соответствующие состояния начинается и происходит выравнивание давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве. При этом столб из порций задавочной жидкости и блокирующего состава, закаченный в колонну 3 НКТ, продвигается за счет гравитационных сил к забою 2 скважины. По достижении этим столбом нижней части 4 колонны 3 НКТ происходит переток части закачанных жидкостей в межтрубное пространство скважины. Этот переток будет иметь место до тех пор, пока не выравняются уровни жидкостей в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве скважины и не произойдет стабилизация давлений в них. В конце данной операции продуктивный горизонт скважины заполняется и изолируется блокирующим составом, положение которого в скважине обозначено позицией 20 (см. фиг.2). Сверху блокирующего состава располагается дополнительная порция задавочной жидкости, положение которой в межтрубном пространстве скважины обозначено позицией 21 (см. фиг.2). При этом положение основной порции задавочной жидкости в колонне 3 НКТ обозначено позицией 22 (см. фиг.2).After the translation of the valves into the corresponding states begins, the pressure equalizes in the tubing string 3 and the annulus. At the same time, a column of portions of filling fluid and blocking composition, pumped into the tubing string 3, is moving due to gravitational forces to the bottom of 2 wells. When this column reaches the lower part 4 of the tubing string 3, a part of the injected fluids flows into the annulus of the well. This overflow will take place until the fluid levels in the tubing string 3 and the annulus of the well equalize and the pressures in them stabilize. At the end of this operation, the productive horizon of the well is filled and isolated by a blocking composition, the position of which in the well is indicated by 20 (see figure 2). On top of the blocking composition is an additional portion of the filling fluid, the position of which in the annular space of the well is indicated by 21 (see figure 2). In this case, the position of the main portion of the filling fluid in the tubing string 3 is indicated by 22 (see FIG. 2).
О наличии блокирующего эффекта, обусловленного созданием блокирующего изоляционного экрана в скважине (см. позицию 20 на фиг.2), который перекрывает интервал перфорации, судят по стабилизации давлений в колонне 3 НКТ и описываемом выше межтрубном пространстве. Эти давления измеряют с помощью манометра 15, показывающего давление в колонне 3 НКТ, и манометра 16, показывающего давление в межтрубном пространстве. После выявления стабилизации давлений открывают отсечную задвижку 8 задавочной линии 9, и происходит стравливание газовых шапок, которые находятся в верхних частях колонны 3 НКТ и межтрубного пространства (см. позиции 23 и 24 на фиг.2). Данный процесс будет идти до момента, пока давление в колонне 3 насосно-компрессорных труб и давление в межтрубном пространстве не установятся равными атмосферному. При этом в колонне 3 НКТ и указанном выше межтрубном пространстве не должно наблюдаться снижения уровней использованных жидкостей.The presence of a blocking effect due to the creation of a blocking insulating screen in the well (see
После окончания реализации способа необходимо убедиться, что скважина заглушена. При этом следует иметь в виду, что скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении колонны 3 НКТ и описываемого выше межтрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости или выхода газа.After the implementation of the method, it is necessary to make sure that the well is plugged. It should be borne in mind that a well is considered plugged and prepared for repair if, during the communication of the tubing string 3 and the annular space described above with the atmosphere, no overflow of liquid or gas escape is observed.
После окончания ремонтных работ проводят освоение скважины, вызывая приток газа из продуктивного пласта скважины путем снижения давления столба жидкости в скважине.After completion of the repair work, the well is developed, causing gas to flow from the productive formation of the well by lowering the pressure of the liquid column in the well.
Рассмотрим пример конкретной реализации способа глушения газовой скважины.Consider an example of a specific implementation of the method of killing a gas well.
Данный способ глушения скважины был осуществлен и апробирован на месторождении Кирпичли (Республика Туркменистан) при проведении подземного ремонта скважин и смене лифтовой подвески колонны НКТ с трубами, имеющими диаметры D 114,3×7,0 мм, D 101,6×6,5 мм на трубы диаметром D 73×5,5 мм. Интервалы перфорации находились на глубине 3200-3300 м. Диаметр эксплуатационной колонны равнялся диаметру D 168,3×8,9 мм. Толщина продуктивного пласта составляла 10÷15 м. Пластовое давление имело значение 16÷18 МПа (160÷180 кг/см2). Статическое давление при остановке скважины было равно 5÷6 МПа (50÷60 кг/см2). Газоконденсатный фактор составлял 30÷35 г/м3. Дебит скважины имел значение 50÷60 тыс.м3/сут. Обводненность месторождения составляла 70%. Поглощение пласта и глубина скважины не позволяли заглушить ее традиционными способами с использованием больших объемов блокирующих составов и задавочных жидкостей, поэтому было предложено использовать данный способ.This method of killing a well was carried out and tested at the Kirpichli field (Republic of Turkmenistan) during underground well repair and changing the elevator suspension of the tubing string with pipes having diameters D 114.3 × 7.0 mm, D 101.6 × 6.5 mm on pipes with a diameter of D 73 × 5.5 mm. The perforation intervals were at a depth of 3200-3300 m. The diameter of the production string was equal to the diameter D 168.3 × 8.9 mm. The thickness of the reservoir was 10 ÷ 15 m. The reservoir pressure was 16 ÷ 18 MPa (160 ÷ 180 kg / cm 2 ). The static pressure at shutdown was 5 ÷ 6 MPa (50 ÷ 60 kg / cm 2 ). The gas condensate factor was 30–35 g / m 3 . The flow rate of the well had a value of 50 ÷ 60 thousand m 3 / day. The water cut of the field was 70%. The absorption of the reservoir and the depth of the well did not allow drowning it out by traditional methods using large volumes of blocking compounds and filling liquids, so it was proposed to use this method.
Согласно предлагаемому способу рассчитывали объемы блокирующего состава, который по достижению забоя заполняет призабойную зону пласта и перекрывает зону интервала перфорации, обеспечивая ее высоту относительно забоя не менее 110% от длины интервала перфорации. Это гарантирует надежное перекрытие интервала перфорации, что неоднократно экспериментально подтверждалось на практике.According to the proposed method, the volumes of the blocking composition were calculated, which, upon reaching the bottom, fills the bottom-hole zone of the formation and overlaps the zone of the perforation interval, ensuring its height relative to the bottom is not less than 110% of the length of the perforation interval. This ensures reliable overlap of the perforation interval, which has been repeatedly experimentally confirmed in practice.
Объем блокирующего состава рассчитывали по формуле:The volume of the blocking composition was calculated by the formula:
где Rэ - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (в нашем случае берется труба диаметром D 168,3×8,9 мм, при этом Rэ равен 75,25 мм);where R e is the inner radius of the production casing, mm (in our case, a pipe with a diameter of D 168.3 × 8.9 mm is taken, while R e is 75.25 mm);
Н - длина интервала перфорации, который должен перекрыть блокирующий состав, м (в нашем случае она равна 15 м);N - the length of the perforation interval, which must block the blocking composition, m (in our case, it is 15 m);
k - поправочный коэффициент, учитывающий высоту относительно забоя, обеспечивающую перекрытие зоны интервала перфорации, безразмерная величина (в нашем случае он равен 1,10);k is a correction factor that takes into account the height relative to the bottom, ensuring the overlapping of the zone of the perforation interval, dimensionless quantity (in our case it is 1.10);
π - отношение длины окружности к ее диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14);π is the ratio of the circumference of a circle to its diameter, dimensionless quantity (assumed to be 3.14);
V1 - объем призабойной зоны пласта, зависящий от ее приемистости, м3 (данная величина вычисляется по формуле (2)).V 1 - the volume of the bottomhole formation zone, depending on its injectivity, m 3 (this value is calculated by the formula (2)).
При этом следует отметить, что экспериментальными работами было установлено, что значение величины V1 необходимо выбирать из соображений достижения блокирующего эффекта в призабойной зоне пласта. Это обеспечивается тем, что, как правило,It should be noted that experimental work has established that the value of V 1 must be chosen from the considerations of achieving a blocking effect in the bottomhole formation zone. This is ensured by the fact that, as a rule,
где Rэ - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (в нашем случае берется труба диаметром D 168,3×8,9 мм, при этом Rэ равен 75,25 мм);where R e is the inner radius of the production casing, mm (in our case, a pipe with a diameter of D 168.3 × 8.9 mm is taken, while R e is 75.25 mm);
Н - длина интервала перфорации, которую должен заполнить блокирующий состав, м (в нашем случае она равна 15 м);H is the length of the perforation interval, which the blocking composition must fill, m (in our case, it is 15 m);
k - поправочный коэффициент, учитывающий высоту относительно забоя, обеспечивающую перекрытие зоны интервала перфорации, безразмерная величина (в нашем случае он равен 1,10);k is a correction factor that takes into account the height relative to the bottom, ensuring the overlapping of the zone of the perforation interval, dimensionless quantity (in our case it is 1.10);
π - отношение длины окружности к ее диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).π - the ratio of the circumference of a circle to its diameter, dimensionless quantity (assumed to be 3.14).
Тогда численное значение объема блокирующего состава Vбл.сос. с учетом указанных выше значений величин, входящих в выражения (1) и (2), равно:Then the numerical value of the volume of the blocking composition V bl.sos. taking into account the above values of quantities included in expressions (1) and (2), it is equal to:
Vбл.сос.=3,14·0,075252·1,10·15+0,8·3,14·0,075252·1,10·15=0,52 м3 V bl.sos. = 3.14 · 0.07525 2 · 1.10 · 15 + 0.8 · 3.14 · 0.07525 2 · 1.10 · 15 = 0.52 m 3
Учитывая потери при трении блокирующего состава о стенки колонны НКТ и на смешение его на стыках с порциями задавочной жидкости, как это подтверждено на практике, закачиваемый расчетный объем блокирующего состава для достижения желаемого эффекта обычно увеличивают в 3-4 раза, т.е. в нашем случае для закачки будет использовано 1,5÷2,0 м3 блокирующего состава, т.е. максимально предстоит применить для глушения скважины 2,0 м3 блокирующего состава.Taking into account the losses due to the friction of the blocking composition against the walls of the tubing string and its mixing at the joints with portions of the filling fluid, as is confirmed in practice, the calculated injection volume of the blocking composition is usually increased 3-4 times to achieve the desired effect, i.e. in our case, 1.5 ÷ 2.0 m 3 of blocking composition will be used for injection, i.e. to be used as much as possible to kill the well 2.0 m 3 blocking composition.
Объем первой (дополнительной) порции задавочной жидкости рассчитывали исходя из объема кольцевого межтрубного пространства скважины, которое вычисляли следующим образом:The volume of the first (additional) portion of the filling fluid was calculated based on the volume of the annular annular space of the well, which was calculated as follows:
где Rэ - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (численное значение данной величины для нашего случая приведено выше);where R e is the inner radius of the production casing, mm (the numerical value of this value for our case is given above);
rн - наружный радиус колонны НКТ, мм (в нашем случае используется труба диаметром D 114,3×7,0 мм, для которой rн равен 57,15 мм);r n is the outer radius of the tubing string, mm (in our case, a pipe with a diameter of D 114.3 × 7.0 mm is used, for which r n is 57.15 mm);
h - высота столба задавочной жидкости в межтрубном пространстве, м (в нашем случае она равна 1575 м);h is the height of the column of filling fluid in the annulus, m (in our case, it is 1575 m);
π - отношение длины окружности к диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).π is the ratio of circumference to diameter, dimensionless quantity (assumed to be 3.14).
Подставляя в выражение (3) значения приведенных выше величин, определяем расчетный объем задавочной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве скважины:Substituting into the expression (3) the values of the above values, we determine the estimated volume of the filling fluid located in the annulus of the well:
V1зад.жид.=3,14·(0,075252-0,057152)·1575=11,67 м3 V 1 rear oil = 3.14 · (0.07525 2 -0.055715 2 ) · 1575 = 11.67 m 3
Объем второй (основной) порции задавочной жидкости рассчитывают исходя из внутреннего объема колонны НКТ, который равен:The volume of the second (main) portion of the filling fluid is calculated based on the internal volume of the tubing string, which is equal to:
где r - внутренний радиус колонны НКТ, мм (в нашем случае используется труба диаметром D 114,3×7,0 мм, для которой r равен 50,15 мм);where r is the inner radius of the tubing string, mm (in our case, a pipe with a diameter of D 114.3 × 7.0 mm, for which r is 50.15 mm, is used);
h - высота столба порции задавочной жидкости внутри колонны НКТ, м (в нашем случае она равна 1575 м);h is the column height of the portion of the filling fluid inside the tubing string, m (in our case, it is 1575 m);
π - отношение длины окружности к диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).π is the ratio of circumference to diameter, dimensionless quantity (assumed to be 3.14).
Для нашего случая численное значение V2зад.жид. с учетом выражения (4) равно:For our case, the numerical value of V 2 taking into account the expression (4) is equal to:
V2зад.жид.=3,14·0,050152·1575=12,34 м3 V 2 rear = 3.14 · 0.05015 2 · 1575 = 12.34 m 3
В случае реализации данного способа порции задавочной жидкости и блокирующий состав на остановленной скважине закачивались в соответствии с последовательностью приведенных выше операций способа в колонну НКТ при закрытом затрубном пространстве с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. При этом была обеспечена последующая доставка блокирующего состава в интервал перфорации путем сообщения колонны НКТ с межтрубным пространством за счет выравнивания давлений, что определялось с помощью манометров, показывающих значения давлений в колонне НКТ и межтрубном пространстве скважины. В конце реализации способа в колонне НКТ и межтрубном пространстве стравливались газовые шапки, после чего скважина считалась заглушенной.In the case of the implementation of this method, portions of the filling fluid and the blocking composition at the stopped well were pumped in accordance with the sequence of the above operations of the method into the tubing string when the annulus was closed using the cementing unit ЦА-320. This ensured the subsequent delivery of the blocking composition to the perforation interval by communicating the tubing string with the annulus due to pressure equalization, which was determined using pressure gauges showing the pressure values in the tubing string and the annulus of the well. At the end of the method, gas caps were etched in the tubing string and annulus, after which the well was considered plugged.
Таким образом, для глушения скважины в нашем конкретном случае было использовано приблизительно 2,0 м3 блокирующего состава плотностью 1300-1400 кг/м3 и 24,0 м3 задавочной жидкости плотностью 800-1000 кг/м3, при этом следует иметь в виду, что в нашем случае общий объем колонны НКТ и межтрубного пространства скважины составлял приблизительно 49 м3. Примерно такой суммарный объем блокирующего состава и задавочной жидкости потребовался бы для глушения скважины при использовании традиционных технологий, при этом впоследствии из-за создания избыточного давления на пласт во время проведения ремонта возникли бы определенные трудности с освоением и вызовом притока газа из продуктивного пласта данной заглушенной скважины.Thus, in our particular case, approximately 2.0 m 3 of blocking composition with a density of 1300-1400 kg / m 3 and 24.0 m 3 of filling fluid with a density of 800-1000 kg / m 3 were used for killing a well in this particular case. mind that in our case, the total volume of the tubing string and the annulus of the well was approximately 49 m 3 . Approximately such a total volume of blocking composition and filling fluid would be required for killing the well using traditional technologies, and subsequently, due to the creation of excess pressure on the formation during the repair, certain difficulties would arise with the development and triggering of gas inflow from the productive formation of this stalled well .
Использование данного изобретения расширяет функциональные возможности способа глушения газовой скважины с АНПД за счет исключения закачивания в скважину газа высокого давления в объеме колонны НКТ для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.The use of this invention extends the functionality of a method of killing a gas well with an AAP by eliminating the injection of high pressure gas into the well in the volume of the tubing string to deliver a blocking composition and filling fluid to the bottom of the well, as well as creating a reliable blocking insulating screen in the zone of the interval of perforation of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009100166/03A RU2439296C2 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009100166/03A RU2439296C2 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009100166A RU2009100166A (en) | 2010-07-20 |
| RU2439296C2 true RU2439296C2 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=42685366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009100166/03A RU2439296C2 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439296C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754552C1 (en) * | 2021-03-10 | 2021-09-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production well killing method (options) |
| RU2813414C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-02-12 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Method for killing horizontal gas wells |
-
2009
- 2009-01-11 RU RU2009100166/03A patent/RU2439296C2/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754552C1 (en) * | 2021-03-10 | 2021-09-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production well killing method (options) |
| RU2813414C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-02-12 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Method for killing horizontal gas wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009100166A (en) | 2010-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101864921B (en) | Well completion and oil production string of horizontal well and well completion and oil production processes thereof | |
| RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
| US10370943B2 (en) | Well control using a modified liner tie-back | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| CN109736737B (en) | Method for snubbing tripping of reservoir gas drilling well | |
| CN102791956A (en) | Valve system | |
| US20090095467A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| CN201705276U (en) | Well completion and flow string of horizontal well | |
| US20150198009A1 (en) | Remedial technique for maintaining well casing | |
| NO20171186A1 (en) | Piston assembly to reduce annular pressure buildup | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| RU2439296C2 (en) | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure | |
| US20150136406A1 (en) | Subsea Intervention Plug Pulling Device | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU68588U1 (en) | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2738699C2 (en) | Overpressure protection system | |
| RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| EP3087246B1 (en) | Method for running conduit in extended reach wellbores | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| CN108979581A (en) | A kind of deep-well accurate quantification injecting water plugging string system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140729 |