RU2455458C1 - Method of sealing recovery of production string - Google Patents
Method of sealing recovery of production string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455458C1 RU2455458C1 RU2010150967/03A RU2010150967A RU2455458C1 RU 2455458 C1 RU2455458 C1 RU 2455458C1 RU 2010150967/03 A RU2010150967/03 A RU 2010150967/03A RU 2010150967 A RU2010150967 A RU 2010150967A RU 2455458 C1 RU2455458 C1 RU 2455458C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- per
- oil
- solution
- cement
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности и снижения срока проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также изоляционным работам при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.The invention relates to the oil and gas industry and is aimed at improving the efficiency and reducing the period of water insulation works while limiting water inflow, restoring the tightness of casing strings, restoring the tightness of the annulus, as well as insulating work when drilling wells in conditions of intensive water development.
Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности (Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: ВНИИОЭНГ сер «Бурение», 1972, с.49-55).A known method of restoring the tightness of casing strings by cementing under pressure, which consists in pumping a plugging mixture into a casing string filled with flushing fluid and then filling this mixture into a leak zone (Restoring tightness of casing strings in oil and gas wells. M .: VNIIOENG ser “Drilling” , 1972, p. 49-55).
К недостаткам этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала промывочной жидкости.The disadvantages of this method include the weak adhesion of the grouting composition to the walls of the insulated channel, due to the presence on the walls of the channel of the washing fluid.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ ликвидации дефектов обсадных колонн, заключающийся в закачке через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в скважину водного раствора, содержащего хлористый кальций, раствор цемента, перед закачкой в скважину, ниже дефектов обсадных колонн устанавливают пакер или любой текущий забой, затем через НКТ закачивают последовательно 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду, 15-50%-ный раствор нафтената натрия, или калия, или их смеси, воду, 0,5-5,0 м3 на погонный метр дефектов раствора цемента с водоцементным отношением (В/Ц) 0,5-0,8 с добавкой 20-50% от объема раствора цемента 20-50%-ного нафтената натрия, или калия, или их смеси с последующим продавливанием всей массы в скважину пластовой водой из расчета 1-2 м3 на 1 м мощности пласта до создания технологического экрана (Патент РФ №2170333, МПК 7 Е21В 33/13, опубл. 10.07.2001).Closest to the proposed technical solution is a method of eliminating defects in casing strings, which consists in pumping through a tubing pipe (tubing) into the well of an aqueous solution containing calcium chloride, cement mortar, before pumping into the well, a packer or any slaughter, then 10–15% solution of calcium chloride, water, 15–50% solution of sodium naphthenate, or potassium, or a mixture thereof, water, 0.5–5.0 m 3 per linear meter are pumped sequentially through tubing solution defects element with a water-cement ratio (W / C) of 0.5-0.8 with the addition of 20-50% of the volume of the cement solution of 20-50% sodium or potassium naphthenate, or a mixture thereof, followed by forcing the entire mass into the well with formation water from the calculation of 1-2 m 3 per 1 m of formation thickness before creating a technological screen (RF Patent No. 2170333, IPC 7 Е21В 33/13, publ. 10.07.2001).
Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как может использоваться при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в пределах нефтеносного пласта, о чем свидетельствует последовательность закачки растворов: 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду для вытеснения нефти из зоны дефекта эксплуатационной колонны, 15-50%-ный раствор нафтената натрия или калия, или их смеси, воду для удаления пленки нефти и гидрофилизации пласта, чтобы обеспечить надежное схватывание цемента с эксплуатационной колонной и породами пласта. В случае негерметичности эксплуатационной колонны в пределах водоносного пласта необходимость в вытеснении нефти и гидрофилизации пласта отсутствует, и технология закачки и составы растворов нуждаются в изменении.This method has insufficient insulation reliability, since it can be used to eliminate leakage in the production string within the oil reservoir, as evidenced by the sequence of injection of solutions: 10-15% calcium chloride solution, water to displace oil from the zone of the production string defect, 15- 50% solution of sodium or potassium naphthenate, or mixtures thereof, water to remove an oil film and hydrophilize the formation to ensure reliable setting of cement with the production string and rocks and reservoir. In case of leakage of the production string within the aquifer, there is no need for oil displacement and hydrophilization of the formation, and the injection technology and composition of the solutions need to be changed.
Данный способ имеет значительный расход реагентов и не обладает достаточной изоляцией в водоносных пластах.This method has a significant consumption of reagents and does not have sufficient insulation in aquifers.
Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивного пласта, за счет использования новых химических компонентов, повышающих прочностные и адгезионные свойства технологического экрана.The technical result is to increase the reliability of insulation during the elimination of leaks in the production casing in the intervals of the wells located above the reservoir, through the use of new chemical components that increase the strength and adhesive properties of the technological screen.
Указанный технический результат достигается тем, что способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, заключающийся в том, что перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор микродура R-U с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%:The specified technical result is achieved by the fact that the method of restoring the tightness of the production casing, which consists in the fact that before injection into the well below the defect of the production casing, a sand bridge is installed and a cement bridge 5-10 m high, then through the tubing to displace the water above the perforation interval oil is pumped from the isolation zone at a rate of 2 m per 1 m of effective thickness, after which a solution of microdura RU with sulfacell is pumped, with a water-cement ratio of 0.8-0.9 at a rate of 0.5-2.0 m 3 per 1 m of effective formation thickness in the following ratio of components, wt.%:
Данный способ основан на создании технологического экрана в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Ликвидация негерметичности достигается закачкой раствора микродура R-U с сульфацеллом за счет проникновения раствора микродура R-U и сульфацелла и химической реакции между ними происходит ликвидация негерметичности, создается водонепроницаемый технологический экран и устраняется проникновение воды через зону негерметичности.This method is based on the creation of a technological screen in water-producing formations adjacent to the leakage interval of the production string. Leakage elimination is achieved by injecting the R-U microdura solution with sulfacell due to the penetration of the R-U microdura solution and sulfacell and the chemical reaction between them, the leakage is eliminated, a waterproof technological screen is created and the penetration of water through the leakage zone is eliminated.
Основным компонентом раствора является микродур RU - это минеральное гидравлическое вяжущее с определенным стабильным химико-минералогическим составом, подразделяется на три марки по максимальному размеру частиц, который не должен превышать весовой процент d95 The main component of the solution is microdur RU - a mineral hydraulic binder with a certain stable chemical and mineralogical composition, is divided into three grades according to the maximum particle size, which should not exceed a weight percentage of d 95
- X - d95<6,0 µ м;- X - d 95 <6.0 µ m;
- U - d95<9,5 µ м;- U - d 95 <9.5 µ m;
- F - d95<16,0 µ м.- F - d 95 <16.0 µ m.
Производится ООО «ДюккерХофф-Сухой лог», г.Сухой лог. Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-2001 ЗАО «Полицелл», г.Владимир.Produced by DyukkerHoff-Sukhoi Log LLC, Sukhoi Log. Sulfacell is produced in accordance with TU 2231-013-32957739-2001 of Polycell CJSC, Vladimir.
Способ осуществляется следующим образом. По геофизическим данным выявляют место негерметичности, глушат скважину, из скважины извлекают подземное оборудование, производят промывку забоя, устанавливают песчаный мост выше интервала перфорации и цементный мост высотой 5-10 м. В скважину в заданный интервал спускают НКТ, пакер 2ПД-ЯГ, на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности, затем в скважину через НКТ одним агрегатом раздельно закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м нефти на 1 м эффективной толщины пласта, а с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора микродура R-U с сульфацеллом (В/Ц 0,8-0,9) из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. По окончании закачки колонну НКТ и пакер 2ПД-ЯГ поднимают на высоту 50-100 м и проводят промывку скважины. После герметизации затрубного пространства скважину оставляют под давлением в течение 8 ч для затвердевания раствора, производят опрессовку эксплуатационной колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.The method is as follows. According to geophysical data, the place of leakage is detected, the well is plugged, underground equipment is removed from the well, the face is flushed, a sand bridge is installed above the perforation interval and a cement bridge is 5-10 m high. The tubing, the 2PD-YAG packer is lowered into the well at a specified interval, 10 -15 m above the leakage interval. Before starting the injection of reagents, the injectivity of the leakage interval is specified, then the calculated amount of oil is separately injected into the well through the tubing with one unit to displace water from the isolation zone at the rate of 2 m of oil per 1 m of effective thickness of the formation, and with the help of another unit, the calculated amount of the solution of microdura RU is pumped with sulfacell (W / C 0.8-0.9) at the rate of 0.5-2.0 m 3 per 1 m of effective formation thickness. The injection is carried out with constant monitoring of the injection pressure and injectivity at a maximum injection pressure not exceeding 0.8 formation pressure. At the end of the injection, the tubing string and the 2PD-YAG packer are raised to a height of 50-100 m and the well is flushed. After sealing the annulus, the well is left under pressure for 8 hours to solidify the solution, the production casing is pressed, the cement bridge is drilled and the sand is washed out of the production casing.
Для экспериментов по проверке качества изоляции проведены эксперименты с двумя составами раствора с различным водоцементным отношением В/Ц - 0,8; В/Ц - 0,9.For experiments on checking the quality of insulation, experiments were carried out with two solution compositions with different water-cement ratios W / C - 0.8; W / C - 0.9.
Образцы с одинаковыми компонентами и различным В/Ц показали отличные адгезионные и прочностные характеристики, которые оказались значительно выше у образца с В/Ц - 0,8 (таблица).Samples with the same components and different H / C showed excellent adhesion and strength characteristics, which turned out to be significantly higher for the sample with H / C - 0.8 (table).
затвердева-
ния, чTime
hardened
ny, h
чTotal time from mixing to solidification,
h
МПаAdhesion,
MPa
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010150967/03A RU2455458C1 (en) | 2010-12-13 | 2010-12-13 | Method of sealing recovery of production string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010150967/03A RU2455458C1 (en) | 2010-12-13 | 2010-12-13 | Method of sealing recovery of production string |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2455458C1 true RU2455458C1 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010150967/03A RU2455458C1 (en) | 2010-12-13 | 2010-12-13 | Method of sealing recovery of production string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2455458C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU825857A1 (en) * | 1974-04-16 | 1981-04-30 | Vnii Krepleniyu Skvazhin Burov | Method of restoring fluid-tightness of casing strings |
RU2170333C1 (en) * | 2000-11-23 | 2001-07-10 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Process correcting defects of casing strings |
US20050230112A1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-10-20 | Reddy B R | Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same |
RU2322471C1 (en) * | 2006-07-11 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Grouting mortar |
RU2326922C1 (en) * | 2006-09-25 | 2008-06-20 | Иван Иванович Клещенко | Well intervention composition |
RU2382171C1 (en) * | 2008-08-04 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method |
-
2010
- 2010-12-13 RU RU2010150967/03A patent/RU2455458C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU825857A1 (en) * | 1974-04-16 | 1981-04-30 | Vnii Krepleniyu Skvazhin Burov | Method of restoring fluid-tightness of casing strings |
RU2170333C1 (en) * | 2000-11-23 | 2001-07-10 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Process correcting defects of casing strings |
US20050230112A1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-10-20 | Reddy B R | Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same |
RU2322471C1 (en) * | 2006-07-11 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Grouting mortar |
RU2326922C1 (en) * | 2006-09-25 | 2008-06-20 | Иван Иванович Клещенко | Well intervention composition |
RU2382171C1 (en) * | 2008-08-04 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107722954B (en) | Plugging agent for fractured leakage of drilling well, plugging slurry and plugging construction method | |
US7954549B2 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
RU2386787C9 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
CN111255428B (en) | Casing horizontal well shaft reconstruction repeated fracturing method | |
RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
RU2463436C1 (en) | Method to recover tightness of production column | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
RU2455458C1 (en) | Method of sealing recovery of production string | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
RU2576416C1 (en) | Method to fix process wells of underground storages of gaseous and liquid hydrocarbons (versions) | |
Dahl et al. | Current water-control treatment designs | |
RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
RU2416020C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
RU2301880C2 (en) | Gas well conservation method | |
RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
RU2187620C2 (en) | Method of water shut-off in porous-fractured oil reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131214 |