RU2483193C1 - Well repair method - Google Patents
Well repair method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483193C1 RU2483193C1 RU2011148555/03A RU2011148555A RU2483193C1 RU 2483193 C1 RU2483193 C1 RU 2483193C1 RU 2011148555/03 A RU2011148555/03 A RU 2011148555/03A RU 2011148555 A RU2011148555 A RU 2011148555A RU 2483193 C1 RU2483193 C1 RU 2483193C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- cement
- resin
- shoe
- cured
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.The invention relates to methods for repairing wells exposed to annular circulation of water due to violation of the integrity of cement stone.
Известен способ ремонта скважины путем последовательной закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем, причем между оторочками цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем после отверждения цементного раствора закачивают кислоту для увеличения приемистости обрабатываемой зоны и улучшения адгезии смолы [1].There is a method of repairing a well by sequentially injecting a cement mortar and a cured resin solution with an acid hardener, and between the rims of the cement mortar and the cured resin solution with an acid hardener, acid is injected after the cement mortar has cured to increase the injectivity of the treated area and improve the adhesion of the resin [1].
Известный способ недостаточно эффективен, особенно для скважин, подверженных заколонной циркуляции, так как кислотная обработка нарушает целостность цементного камня в зоне, подлежащей изоляции. Кроме того, при первоначальной закачке цементного раствора происходит изоляция только крупных трещин в цементном кольце, а микротрещины остаются подверженными неконтролируемому действию кислоты, в результате чего они могут увеличиться еще больше, и последующая закачка отверждаемого раствора смолы, позволяющего закупоривать именно микротрещины, может оказаться неэффективной.The known method is not effective enough, especially for wells prone to annular circulation, since acid treatment violates the integrity of the cement stone in the zone to be isolated. In addition, during the initial injection of cement mortar, only large cracks in the cement ring are insulated, and microcracks remain subject to the uncontrolled action of acid, as a result of which they can increase even more, and the subsequent injection of a cured resin solution, which allows plugging microcracks, may be ineffective.
Известен также способ ремонта скважины путем последовательного закачивания цементного раствора, отверждаемого раствора смолы и, повторно, цементного раствора [2].There is also a method of repairing a well by successively pumping a cement mortar, a cured resin solution and, again, a cement mortar [2].
В этом случае при первоначальной закачке цементного раствора также происходит качественная изоляция только крупных трещин в цементном кольце. Кроме того, закачиваемый цементный раствор, останавливаясь на входе в микротрещины, может заблокировать доступ к ним для последующей оторочки отверждаемого раствора смолы, что отрицательно скажется на длительности эффекта от ремонта, т.к. качественная изоляция микротрещины возможна только в случае проникновения изоляционного материала на большую часть ее длины.In this case, during the initial injection of cement mortar, only large cracks in the cement ring are also qualitatively insulated. In addition, the injected cement, stopping at the entrance to microcracks, can block access to them for the subsequent rim of the cured resin solution, which will negatively affect the duration of the repair effect, as high-quality insulation of microcracks is possible only if the insulating material penetrates over most of its length.
Режимы закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы при этом не указаны, и, соответственно, не обоснованы. Соответственно, в данном способе не уделяется внимание размеру зоны смешения. При этом, как правило, при неконтролируемой последовательной закачке отверждаемого раствора смолы и цементного раствора образуется тампонажный камень, прочность которого в целом ниже прочности цементного или смоляного камня. Согласно литературным данным (например, [3]), в зоне смешения концентрации отверждаемого раствора смолы и цементного раствора будут плавно меняться от 1% до 99%, соответственно будут меняться свойства образующегося камня. Более низкая прочность камня, образующегося при неконтролируемой закачке смолы и цемента, подтверждается лабораторными исследованиями авторов (фиг.1). На фиг.1 представлены зависимости прочности на сжатие тампонажного камня от соотношения объемов цементного раствора (при водоцементном соотношении, равном 0,5) и отверждаемого раствора смолы при следующих концентрациях отвердителя в отверждаемом растворе смолы:The modes of injection of the cement mortar and the cured mortar are not indicated, and, accordingly, are not justified. Accordingly, this method does not pay attention to the size of the mixing zone. In this case, as a rule, with an uncontrolled sequential injection of the cured resin solution and cement mortar, a cement stone is formed, the strength of which is generally lower than the strength of cement or resin stone. According to literature data (for example, [3]), in the mixing zone, the concentrations of the curable resin and cement mortar will smoothly change from 1% to 99%, respectively, the properties of the stone will change. The lower strength of the stone formed during uncontrolled injection of resin and cement is confirmed by laboratory studies of the authors (figure 1). Figure 1 shows the dependences of the compressive strength of cement stone on the ratio of the volumes of the cement mortar (with a water-cement ratio of 0.5) and the cured resin solution at the following concentrations of hardener in the cured resin solution:
- смола ацетоноформальдегидная АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002 с изм. №1): отвердитель - 10%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 40% об.);- acetone-formaldehyde resin ACF-75 (TU 2228-006-48090685-2002 with amendment No. 1): hardener - 10% NaOH solution (40% vol. in the curable resin solution);
- смола Софит (ТУ 2200-001-17804808-2008): отвердитель - 32%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 10% об.);- resin Spotlights (TU 2200-001-17804808-2008): hardener - 32% NaOH solution (the content in the cured resin solution is 10% vol.);
- смола Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004): отвердитель - КатоРИР Н2 (содержание в отверждаемом растворе смолы 20% об.).- Resoil K-1 resin (TU 2221-637-55778270-2004): hardener - KatoRIR H2 (content in the curable resin solution of 20% vol.).
Видно, что для двух исследованных смол - Софит и Резойл К-1 - при любом соотношении компонентов - отверждаемого раствора смолы и цементного раствора -образуется тампонажный камень, прочность которого ниже прочности цементного или смоляного камня.It can be seen that for the two investigated resins - Sofit and Rezoyl K-1 - for any ratio of components - cured resin solution and cement mortar, a cement stone is formed whose strength is lower than the strength of a cement or resin stone.
Для смолы АЦФ-75 при большинстве соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора прочность тампонажного камня также ниже прочности цементного или смоляного камня.For ACF-75 resin, at most ratios of the curable resin solution and cement mortar, the strength of cement stone is also lower than the strength of cement or resin stone.
Также при большой протяженности зоны смешения отверждаемого раствора смолы и цементного раствора в НКТ может происходить их преждевременное отверждение, в результате чего может быть создана аварийная ситуация. Следовательно, способ ремонта скважины, представленный в [2], недостаточно эффективен и есть смысл направить усилия на минимизацию объема зоны смешения цементного раствора и отверждаемого раствора смолы.Also, with a large extent of the mixing zone of the curable resin and cement mortar in the tubing, they may prematurely cure, resulting in an emergency situation. Therefore, the well repair method presented in [2] is not effective enough and it makes sense to direct efforts to minimize the volume of the mixing zone of the cement mortar and the cured resin solution.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающем последовательную закачку в зону водопритока полимерного состава и цементной суспензии [4]. Согласно данному способу, полимерный состав имеет время отверждения 90-120 минут, закачку цементной суспензии осуществляют после закачки разделительной жидкости, проявляющей одновременно свойства отвердителя полимерного состава и ускорителя схватывания цементной суспензии, причем до и после разделительной жидкости дополнительно осуществляют закачку подушек пресной воды. В качестве полимерного состава может быть использована ацетоноформальдегидная смола по ТУ 2228-006-48090685-2002, отвердителем которой является водный раствор щелочи NaOH.The closest in technical essence to the proposed one is a method of isolating water inflow zones in a well, including sequential injection of a polymer composition and cement slurry into the water inflow zone [4]. According to this method, the polymer composition has a curing time of 90-120 minutes, the cement slurry is injected after the release of the separation fluid, which simultaneously exhibits the properties of the hardener of the polymer composition and the cement slurry accelerator, and fresh water cushions are additionally injected before and after the separation fluid. As the polymer composition can be used acetone-formaldehyde resin according to TU 2228-006-48090685-2002, the curing agent of which is an aqueous solution of alkali NaOH.
Данный способ сложен и недостаточно технологичен, т.к. при выборе недостаточного объема подушки пресной воды возможно смешивание компонентов в заливочной трубе с практически мгновенным отверждением полимерного состава и цементной суспензии, что приведет к созданию аварийной ситуации. Кроме того, данный способ недостаточно эффективен для ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня, т.к. при обратной ситуации - выбор избыточного объема подушек пресной воды и разделительной жидкости - может создаться такая ситуация, при которой не произойдет полного перемешивания компонентов в пласте или в дефектах цементного камня за эксплуатационной колонной, и часть разделительной жидкости не отвердится, при этом может создаться такая ситуация, при которой неотвержденная разделительная жидкость заполнит все дефекты в цементном камне или их большую часть, т.е. целостность цементного камня не будет восстановлена вовсе или будет восстановлена частично и на непродолжительное время. Указанные обстоятельства усугубляются тем, что в данном способе объемы технологических жидкостей выбираются опытным путем (пример конкретного исполнения в описании прототипа), без теоретического обоснования процессов поведения в призабойной зоне закачиваемых растворов смолы и цемента и соответствующего расчета. Также введение в цементную суспензию ускорителей схватывания (что в данном способе происходит при смешении цементной суспензии с разделительной жидкостью, проявляющей одновременно свойства отвердителя полимерного состава и ускорителя схватывания цементной суспензии), как правило, наряду с сокращением сроков схватывания цементной суспензии приводит к снижению прочности образующегося цементного камня [5], что может негативно повлиять на эффективность изоляции зон водопритока.This method is complicated and not sufficiently technological, because when choosing an insufficient volume of fresh water cushion, it is possible to mix the components in the filling pipe with almost instant curing of the polymer composition and cement slurry, which will lead to an emergency. In addition, this method is not effective enough for the repair of wells exposed to annular circulation of water due to violation of the integrity of the cement stone, because in the opposite situation, the choice of an excess volume of fresh water cushions and separation fluid - a situation may arise in which there will not be complete mixing of the components in the formation or in cement stone defects behind the production string, and part of the separation fluid will not solidify, and this situation may occur in which the uncured release fluid fills all defects in the cement stone or most of them, i.e. the integrity of the cement stone will not be restored at all or will be restored partially and for a short time. These circumstances are compounded by the fact that in this method the volumes of process fluids are selected empirically (an example of a specific implementation in the description of the prototype), without a theoretical justification of the processes of behavior in the bottom-hole zone of the injected resin and cement solutions and the corresponding calculation. Also, the introduction of cementitious accelerators into the cement slurry (which occurs in this method when mixing the cementitious slurry with a separation fluid, which simultaneously exhibits the properties of a hardener of the polymer composition and cementitious accelerator), as a rule, along with a reduction in the setting time of the cementitious slurry leads to a decrease in the strength of the resulting cementitious stone [5], which can negatively affect the efficiency of isolation of water inflow zones.
Именно при такой последовательности закачек - цементной суспензии вслед за смолой - избежать их смешения практически невозможно из-за гораздо более высокой плотности оторочки цементной суспензии (~1,8 г/см3), проваливающейся через подушку пресной воды в более легкую оторочку смолы (~1,2 г/см3). Следовательно, есть смысл направить усилия на минимизацию объема зоны смешения цементного раствора и отверждаемого раствора смолы и, соответственно, минимизацию образования в зоне смешения непрочного тампонажного камня, без применения разделительной жидкости и дополнительных буферов.It is with this sequence of injections — the cement slurry after the resin — that it is practically impossible to avoid mixing due to the much higher density of the rim of the cement slurry (~ 1.8 g / cm 3 ), falling through a fresh water cushion into the lighter resin rim (~ 1.2 g / cm 3 ). Therefore, it makes sense to direct efforts to minimize the volume of the mixing zone of the cement mortar and the cured resin solution and, accordingly, minimize the formation of unstable cement stone in the mixing zone, without the use of a dividing liquid and additional buffers.
Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении технологичности и эффективности способа ремонта скважины путем последовательной закачки отверждаемого раствора смолы и цементного раствора за счет исключения закачки разделительной жидкости и дополнительных буферов, предупреждения смешения цементного раствора и отверждаемого раствора смолы в НКТ и минимизации объема зоны их смешения вне НКТ. Минимизация объема зоны смешения цементного раствора и отверждаемого раствора смолы, в свою очередь, обеспечивается максимально возможной глубиной спуска насосно-компрессорных труб (НКТ), по которой производят последовательную закачку необходимых и достаточных обоснованных объемов отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, и поддержанием максимально возможного расхода закачиваемого цементного раствора. Предупреждение смешивания цементного раствора и отверждаемого раствора смолы в НКТ обеспечивается тем, что цементный раствор подают в НКТ только после продавки из нее предварительно закачанного отверждаемого раствора смолы за эксплуатационную колонну.Solved by the claimed technical solution, the problem and the expected technical result are to increase the manufacturability and efficiency of the method of repairing the well by sequentially injecting a cured resin solution and cement mortar by eliminating the injection of separation fluid and additional buffers, preventing mixing of the cement mortar and the cured resin solution in the tubing and minimizing the volume zones of their mixing outside the tubing. Minimization of the volume of the mixing zone of the cement mortar and the cured resin solution, in turn, is ensured by the maximum possible depth of descent of the tubing, through which the necessary and sufficient substantiated volumes of the cured resin and cement mortar are sequentially injected, and the maximum possible flow rate is maintained injected cement mortar. Prevention of mixing of the cement mortar and the cured resin solution in the tubing is ensured by the fact that the cement mortar is fed into the tubing only after the cured resin is pumped from it for the production string.
Поставленная задача решается тем, что способ ремонта скважины, включающий последовательную закачку в интервал изоляции отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, отличается тем, что закачку производят через НКТ, башмак которой установлен как можно ближе к интервалу перфорации, но не ближе 20 м, отверждаемый раствор смолы доводят до башмака НКТ при открытом затрубном пространстве, после чего закрывают затрубное пространство и продавливают часть объема за эксплуатационную колонну водой или гидрофобным агентом так, чтобы отверждаемый раствор смолы полностью вышел из НКТ и остался в стволе скважины на уровне башмака, затем при открытом затрубном пространстве через НКТ подают цементный раствор и доводят его до башмака НКТ, вытесняя при этом воду или гидрофобный агент из НКТ в затрубное пространство, после чего при закрытом затрубном пространстве производят закачку цементного раствора на максимально возможном расходе, чтобы зоной смешения была зона под башмаком НКТ над интервалом перфорации, поднимают НКТ и разбуривают мост в стволе скважины после окончания периода ожидания затвердевания тампонажного камня; причем закачивают объем отверждаемого раствора смолы, достаточный для заполнения им микротрещин цементного камня в области заколонной циркуляции воды и для попадания его в водоносный пласт и в продуктивный пласт на глубину не более длины перфорационных отверстий, и объем цементного раствора, достаточный для изоляции крупных трещин в области заколонной циркуляции воды, заполнения перфорационных отверстий и формирования цементного моста в стволе скважины.The problem is solved in that the method of repairing a well, including sequential injection in the interval of isolation of the curable resin and cement mortar, is characterized in that the injection is carried out through tubing, the shoe of which is installed as close as possible to the perforation interval, but not closer than 20 m, the cured solution the resins are brought to the tubing shoe with the annulus open, after which the annulus is closed and part of the volume is forced through the production string with water or a hydrophobic agent so that it cures The resin solution to be removed completely from the tubing and remained in the wellbore at the shoe level, then, with an annulus open, cement mortar is fed through the tubing and brought to the tubing shoe, displacing water or a hydrophobic agent from the tubing into the annulus, and then when closed annular cement is injected at the maximum possible flow rate so that the mixing zone is the area under the tubing shoe over the perforation interval, the tubing is lifted and the bridge is drilled in the wellbore after the end of the period yes waiting for the hardening of cement stone; moreover, the volume of the cured resin solution is injected, sufficient to fill it with microcracks of cement stone in the area of annular circulation of water and to get it into the aquifer and into the productive formation to a depth of not more than the length of the perforations, and the volume of cement solution sufficient to isolate large cracks in the area annular circulation of water, filling perforations and forming a cement bridge in the wellbore.
При необходимости закачку производят через компоновку НКТ, в которую дополнительно включают пакер.If necessary, the injection is carried out through the tubing arrangement, which additionally includes a packer.
В качестве смолы закачивают смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным или нейтральным рН.As the resin, a resin cured with an alkaline or neutral pH hardener is pumped.
В качестве смолы закачивают фенолрезорциноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с нейтральным рН.Phenolresorcinol-formaldehyde resin cured with a neutral pH hardener is injected as a resin.
В качестве смолы используют ацетоноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным рН.As the resin, an acetone-formaldehyde resin cured with an alkaline pH hardener is used.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Последовательная закачка в интервал изоляции, с периодическим открытием и закрытием затрубного пространства, необходимых и достаточных - обоснованных - объемов отверждаемого раствора смолы и цементного раствора через НКТ, башмак которой установлен как можно ближе к интервалу перфорации, но не ближе 20 м от него.1. Sequential injection into the isolation interval, with periodic opening and closing of the annulus, the necessary and sufficient - justified - volumes of the cured resin and cement mortar through the tubing, the shoe of which is installed as close to the perforation interval as possible, but not closer than 20 m from it.
Для минимизации зоны смешения весьма существенна указанная глубина спуска колонны НКТ и закачка цементного раствора на максимальном расходе сразу после закачки смолы, не дожидаясь ее отверждения. В таких условиях формируется наименьшая по объему зона смешения под башмаком НКТ над интервалом перфорации.To minimize the mixing zone, the indicated descent depth of the tubing string and the injection of cement at the maximum flow rate immediately after injection of the resin, without waiting for its curing, are very significant. Under such conditions, the smallest mixing zone is formed under the tubing shoe over the perforation interval.
2. Подъем НКТ. Скважину оставляют на период ожидания затвердевания тампонажного камня.2. The rise of tubing. The well is left for the period of waiting for the hardening of the cement stone.
3. После окончания периода ожидания затвердевания тампонажного камня разбуривают мост в стволе скважины.3. After the waiting period for the hardening of the cement stone, a bridge is drilled in the wellbore.
Первоначально башмак НКТ устанавливают на 20 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта, например, в соответствии с расчетамиInitially, the tubing shoe is installed 20 m above the upper holes of the perforation interval of the reservoir, for example, in accordance with the calculations
([3], с.170-171). В соответствии с ними длина участка колонны, на котором происходит смешение реагентов, и объем зоны смешения изменяются однонаправлено, то есть необходимо устанавливать башмак НКТ как можно ближе к интервалу перфорации. Уменьшить данное расстояние до величины менее 20 м не представляется возможным в связи с неизбежным размыванием цементно-смоляного раствора при обратной промывке скважины и опасностью неполного перекрытия мостом интервала перфорации.([3], p. 170-171). In accordance with them, the length of the section of the column on which the reactants are mixed and the volume of the mixing zone change unidirectionally, that is, it is necessary to install the tubing shoe as close as possible to the perforation interval. It is not possible to reduce this distance to a value of less than 20 m due to the inevitable erosion of the cement-resin mortar during backwash of the well and the risk of incomplete bridge over the perforation interval.
При открытом затрубном пространстве до башмака НКТ доводят отверждаемый раствор смолы, после чего закрывают затрубное пространство и продавливают часть объема за эксплуатационную колонну (ЭК), например, водой или каким-либо гидрофобным агентом так, чтобы отверждаемый раствор смолы полностью вышел из НКТ и остался в стволе скважины на уровне башмака НКТ (вода или гидрофобный агент при этом остаются в НКТ). Необходимый объем отверждаемого раствора смолы (Vc, м3) определяется по формуле (1).When the annulus is open, the cured resin solution is brought to the tubing shoe, then the annulus is closed and part of the volume is forced into the production string (EC), for example, with water or some hydrophobic agent so that the cured resin solution completely leaves the tubing and remains in the wellbore at the level of the tubing shoe (water or a hydrophobic agent remains in the tubing). The required volume of the cured resin solution (V c , m 3 ) is determined by the formula (1).
где k - коэффициент разбавления отверждаемого раствора смолы водой в НКТ в процессе ее закачки,where k is the dilution factor of the curable resin solution with water in the tubing during its injection,
Rc - радиус закачки смолы в нефтяной пласт, м,R c the radius of injection of resin into the oil reservoir, m,
Rд - радиус скважины по долоту, м,R d - well radius by bit, m,
Rв - радиус закачки смолы в водоносный пласт, м,R in - radius of injection of resin into the aquifer, m,
hн - толщина нефтяного пласта, м,h n - the thickness of the oil reservoir, m,
mн - пористость нефтяного пласта,m n - the porosity of the oil reservoir,
hв - толщина водоносного пласта, м,h in - the thickness of the aquifer, m,
mв - пористость водоносного пласта,m in - the porosity of the aquifer,
Rк - внешний радиус обсадной колонны, м,R to the outer radius of the casing, m,
hпер - толщина перемычки между продуктивным и водоносным пластом.h lane - the thickness of the bridge between the reservoir and the aquifer.
В результате закачки происходит частичное попадание отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты, а также заполнение микротрещин цементного камня в области заколонной циркуляции воды.As a result of the injection, a cured resin solution partially enters the productive and aquifer, as well as the filling of cement stone microcracks in the area of annular water circulation.
В связи с этим, первое слагаемое в формуле определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в продуктивный пласт. Второе слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в водоносный пласт. Третье слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, необходимый для изоляции микротрещин в области заколонной циркуляции воды. При этом радиус закачки смолы в нефтяной пласт не может превышать длину перфорационных отверстий, так как это сделает невозможным последующее освоение продуктивного пласта. В случае использования гидрофобного агента коэффициент k принимает значение 1, при использовании воды - более 1, причем может рассчитываться, например, с учетом формул, представленных в [3]. Радиусы закачивания отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты могут определяться, например, на основании численного эксперимента, как описано в [6], или исходя из соотношения проводимостей (произведения проницаемостей на толщину) продуктивного и водоносного пластов.In this regard, the first term in the formula determines the volume of the cured resin solution falling into the reservoir. The second term defines the volume of the cured resin solution that enters the aquifer. The third term defines the volume of the cured resin solution, which is necessary to isolate microcracks in the region of annular circulation of water. At the same time, the radius of resin injection into the oil reservoir cannot exceed the length of the perforations, since this will make it impossible to further develop the reservoir. In the case of using a hydrophobic agent, the coefficient k takes the value 1, when using water - more than 1, and can be calculated, for example, taking into account the formulas presented in [3]. The radii of injection of the cured resin solution into the productive and aquifer can be determined, for example, on the basis of a numerical experiment, as described in [6], or on the basis of the ratio of conductivities (product of permeability to thickness) of the productive and aquifer.
При приемистости интервала изоляции более 500 м3/сут (при давлении на устье 100 атм и менее) для предотвращения непроизводительного расхода смоляного раствора потребуется предварительное снижение приемистости с использованием гелеобразующих или эмульсионных составов до порядка 300 м3/сут.When the injectivity of the isolation interval is more than 500 m 3 / day (with a pressure at the mouth of 100 atm or less), to prevent unproductive consumption of the resin solution, a preliminary decrease in injectivity with the use of gelling or emulsion compositions to about 300 m 3 / day will be required.
Затем при открытом затрубном пространстве через НКТ подают цементный раствор и доводят его до башмака НКТ (вода или гидрофобный агент при этом вытесняется в затрубное пространство).Then, with the annulus open, cement slurry is supplied through the tubing and brought to the tubing shoe (water or a hydrophobic agent is thereby displaced into the annulus).
При закрытом затрубном пространстве под давлением производят закачку цементного раствора на максимально возможном расходе, зависящем от приемистости интервала перфорации, конструктивных особенностей цементировочного агрегата и наличия в компоновке НКТ пакера (например, при приемистости 300 м3/сут при максимально допустимом давлении на устье скважины 100 атм (меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны), для цементировочного агрегата ЦА-320 расход составит 3,3 л/с). При использовании в компоновке пакера максимально допустимое давление не ограничивается давлением опрессовки эксплуатационной колонны, а следовательно, и расход может быть увеличен.When the annulus is closed under pressure, cement mortar is injected at the maximum possible flow rate, depending on the injectivity of the perforation interval, the design features of the cementing unit and the presence of a packer in the tubing assembly (for example, at an injectivity of 300 m 3 / day at a maximum allowable pressure at the wellhead of 100 atm (less pressure of pressure testing the production casing), for the cementing unit ЦА-320 the flow rate will be 3.3 l / s). When used in the layout of the packer, the maximum allowable pressure is not limited to the pressure of the test casing, and therefore, the flow rate can be increased.
При этом в зоне под башмаком НКТ над интервалом перфорации происходит его смешение с отверждаемым раствором смолы за счет взаимной конвективной и турбулентной диффузии цементного раствора и отверждаемого раствора смолы [3].Moreover, in the area under the tubing shoe over the perforation interval, it mixes with the curable resin solution due to the mutual convective and turbulent diffusion of the cement mortar and the cured resin solution [3].
Установленный авторами режим закачки оторочек необходимых и достаточных объемов цементного раствора и отверждаемого раствора смолы позволяет сформировать наименьшую по объему зону смешения. Это приведет к повышению эффективности ремонта, поскольку в зоне смешения с плавно меняющимися концентрациями компонентов от 1% до 99% образуется тампонажный камень, прочность которого на некоторых интервалах зоны смешения (при некоторых соотношениях объемов отверждаемого раствора смолы и цементного раствора) может оказаться ниже прочности камня, полученного из отдельных компонентов (фиг.1).The injection mode of the rims of the necessary and sufficient volumes of cement mortar and the curable resin solution established by the authors allows the formation of the smallest mixing zone. This will lead to an increase in repair efficiency, because in the mixing zone with smoothly varying component concentrations from 1% to 99%, a cement stone is formed whose strength at some intervals of the mixing zone (for some ratios of volumes of the cured resin and cement mortar) may be lower than the strength of the stone obtained from the individual components (figure 1).
Цементный раствор, а также получающийся при перемешивании цементно-смоляной раствор, не способны к проникновению в пористую среду, в результате чего после заполнения крупных трещин начинается рост давления. По достижении минимально возможного расхода, обусловленного конструкцией агрегата, при максимальном допустимом давлении закачку останавливают.The cement mortar, as well as the cement-resin mortar obtained by stirring, are not able to penetrate into the porous medium, as a result of which, after filling large cracks, the pressure begins to increase. Upon reaching the minimum possible flow rate due to the design of the unit, the injection is stopped at the maximum allowable pressure.
Необходимый объем цементного раствора (Vц, м3) рассчитывается по формуле (2).The required volume of cement mortar (V C , m 3 ) is calculated by the formula (2).
где Rд - радиус скважины по долоту, м,where R d is the radius of the well bit, m,
Rк - внешний радиус обсадной колонны, м,R to the outer radius of the casing, m,
hн - толщина нефтяного пласта, м,h n - the thickness of the oil reservoir, m,
hв - толщина водоносного пласта, м,h in - the thickness of the aquifer, m,
hпер - толщина перемычки между продуктивным и водоносным пластом, м,h lane - the thickness of the bridge between the reservoir and the aquifer, m,
n - плотность перфорации, отверстий/м,n is the density of the perforation, holes / m,
Rп - радиус перфорационных отверстий, м,R p the radius of the perforations, m,
lп - длина перфорационных отверстий, м,l p - the length of the perforations, m,
Rо - внутренний радиус обсадной колонны, м,R about - the inner radius of the casing, m,
Vcp - объем срезки цементного раствора, м3.V cp is the volume of slice of cement mortar, m 3 .
В результате закачки происходит попадание цементного раствора (включая образовавшийся в зоне смешения цементно-смоляной раствор) в крупные трещины в цементном кольце за колонной и перфорационные отверстия, а также формирование моста в стволе скважины. В связи с этим первое слагаемое в формуле (2) определяет объем цементного раствора, необходимый для изоляции крупных трещин в области заколонной циркуляции воды. Второе слагаемое определяет объем цементного раствора, попадающий в перфорационные отверстия продуктивного пласта. Третье слагаемое определяет объем, приходящийся на цементный мост в стволе скважины (его протяженность складывается из толщины продуктивного пласта и расстояния 20 м выше по стволу скважины). Четвертое слагаемое определяет объем срезки цементного раствора после окончания его продавки в область заколонной циркуляции воды.As a result of the injection, cement mortar (including cement-resin mortar formed in the mixing zone) gets into large cracks in the cement ring behind the column and perforations, as well as the formation of a bridge in the wellbore. In this regard, the first term in formula (2) determines the volume of cement mortar required to isolate large cracks in the region of annular circulation of water. The second term determines the volume of cement slurry entering the perforations of the reservoir. The third term determines the volume attributable to the cement bridge in the wellbore (its length consists of the thickness of the reservoir and a distance of 20 m above the wellbore). The fourth term determines the volume of cement slice cut off after it has been displaced into the annular water circulation region.
По достижении давления опрессовки эксплуатационной колонны продавливание цементного раствора водой прекращается.Upon reaching the test pressure of the production casing, the forcing of the cement slurry with water stops.
Осуществляют обратную промывку и подъем НКТ на 50-100 м выше интервала перфорации нефтяного пласта. Скважину оставляют на ожидание затвердевания тампонажного камня.Carry out backwashing and lifting of tubing 50-100 m above the interval of perforation of the oil reservoir. The well is left to wait for the hardening of the cement stone.
При ожидаемом давлении на устье более 100 атм (в условиях низкой приемистости или поглотительной способности интервала изоляции) закачку производят через компоновку НКТ, в которую дополнительно включают пакер.At the expected wellhead pressure of more than 100 atm (under conditions of low injectivity or absorption capacity of the isolation interval), the injection is carried out through the tubing arrangement, which additionally includes a packer.
ПримерExample
Приведем пример проведения ремонта скважины по заявляемому способу.Here is an example of a well repair by the claimed method.
Например, имеем скважину, в которой геофизическими исследованиями установлено плохое качество цементного кольца и обусловленная этим заколонная циркуляция жидкости. Интервал, подлежащий изоляции (интервал перфорации), находится на глубине 2500 м; его приемистость - 300 м3/сут. Пусть Rд=0,108 м; Rк=0,084 м; Rc=0,3 м; Rв=0,3 м; hн=5 м; mн=0,2; hв=10 м; mв=0,2; hпер=10 м; n=20 отверстий/м; Rп=0,01 м; lп=0,5 м; Rо=0,07 м.For example, we have a well in which geophysical studies have established the poor quality of the cement ring and the resulting annular circulation of the fluid. The interval to be isolated (perforation interval) is at a depth of 2500 m; its pick-up is 300 m 3 / day. Let R d = 0.108 m; R k = 0.084 m; R c = 0.3 m; R in = 0.3 m; h n = 5 m; m n = 0.2; h in = 10 m; m in = 0.2; h lane = 10 m; n = 20 holes / m; R p = 0.01 m; l p = 0.5 m; R o = 0.07 m.
Рассмотрим технологию последовательной закачки отверждаемого раствора смолы и цементного раствора.Consider the technology of sequential injection of a cured resin solution and cement mortar.
Примем коэффициент разбавления k равным 1 (продавка гидрофобной жидкостью), и рассчитаем необходимый объем отверждаемого раствора смолы по формуле (1): Vc=0,9 м3.We take the dilution coefficient k equal to 1 (squeezing a hydrophobic liquid), and calculate the required volume of the cured resin solution according to the formula (1): V c = 0.9 m 3 .
Башмак НКТ установим на 20 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При открытом затрубном пространстве до башмака НКТ доведем отверждаемый раствор смолы, после чего закроем затрубное пространство и продавим часть объема за ЭК так, чтобы отверждаемый раствор смолы полностью вышел из НКТ и остался в стволе скважины на уровне башмака НКТ (гидрофобный агент при этом останется в НКТ).The tubing shoe is set 20 m above the upper holes of the perforation interval of the reservoir. When the annulus is open, we bring the cured resin solution to the tubing shoe, then close the annulus and sell part of the volume behind the EC so that the curable resin solution completely leaves the tubing and remains in the wellbore at the level of the tubing shoe (the hydrophobic agent will remain in the tubing )
Примем объем срезки Vcp равным 0,2 м3, и определим необходимый объем цементного раствора по формуле (2): Vц=0,8 м3.We take the cut-off volume V cp equal to 0.2 m 3 and determine the required volume of cement mortar according to the formula (2): V c = 0.8 m 3 .
Откроем затрубное пространство, через НКТ подадим цементный раствор и доведем его до башмака НКТ (гидрофобный агент при этом будет вытеснен в затрубное пространство).We will open the annulus, through the tubing we will supply cement mortar and bring it to the tubing shoe (the hydrophobic agent will be forced into the annulus).
Закроем затрубное пространство и произведем закачку цементного раствора цементировочным агрегатом ЦА-320 на 3 скорости при давлении 100 атм (давление опрессовки эксплуатационной колонны) с расходом 3,3 л/с. При этом в зоне под башмаком НКТ над интервалом перфорации будет происходить его смешение с отверждаемым раствором смолы. Объем зоны смешения, рассчитанный в соответствии с [3], составит 0,28 м3, т.е. около 16% от суммарного объема отверждаемого раствора смолы и цементного раствора.We close the annulus and pump the cement slurry with the cementing unit ЦА-320 at 3 speeds at a pressure of 100 atm (pressure testing the production casing) with a flow rate of 3.3 l / s. Moreover, in the area under the tubing shoe over the perforation interval, it will mix with the curable resin solution. The volume of the mixing zone, calculated in accordance with [3], will be 0.28 m 3 , i.e. about 16% of the total volume of the curable resin and cement mortar.
По достижении давления опрессовки эксплуатационной колонны или минимально возможного расхода продавливание цементного раствора прекратим. Осуществим обратную промывку скважины и подъем НКТ на 50-100 м выше интервала перфорации нефтяного пласта. Скважину оставим на период ожидания затвердевания тампонажного камня.Upon reaching the test pressure of the production casing or the lowest possible flow rate, we will stop the grouting. We carry out the backwash of the well and the tubing rise 50-100 m above the interval of perforation of the oil reservoir. We will leave the well for the waiting period for the hardening of the cement stone.
Для сравнения: объем зоны смешения отверждаемого раствора смолы и цементного раствора по известному способу-аналогу [2] (последовательная закачка с расходом, например, 0,5 л/с, через НКТ, например, внутренним диаметром 0,062 м) составит 0,54 м3, т.е. практически в 2 раза больше, чем по предлагаемому способу, и это соответствует приблизительно 32% от суммарного объема отверждаемого раствора смолы и цементного раствора. Так как в указанной области будет формироваться тампонажный камень, прочность которого ниже прочности цементного и смоляного камня, указанный способ [2] следует признать менее эффективным.For comparison: the volume of the mixing zone of the curable resin and cement mortar according to the known method-analogue [2] (sequential injection with a flow rate, for example, 0.5 l / s through a tubing, for example, an internal diameter of 0.062 m) will be 0.54 m 3 , i.e. almost 2 times more than the proposed method, and this corresponds to approximately 32% of the total volume of the curable resin and cement mortar. Since cement stone will be formed in the indicated area, the strength of which is lower than the strength of cement and tar stones, this method [2] should be recognized as less effective.
Преимущество предлагаемого способа относительно прототипа заключается в более высокой технологичности и эффективности ввиду предупреждения смешивания отверждаемого раствора смолы и цементного раствора в НКТ и минимизации объема зоны смешения цементного раствора и отверждаемого раствора смолы вне НКТ, без применения разделительной жидкости и прочих буферных жидкостей и с обоснованием объемов отверждаемого раствора смолы и цементного раствора.The advantage of the proposed method relative to the prototype is its higher manufacturability and efficiency due to the prevention of mixing the curable resin and cement mortar in the tubing and minimizing the volume of the mixing zone of the cement mortar and the curable resin solution outside the tubing, without the use of a separation fluid and other buffer liquids and with justification of the volumes of curable solution of resin and cement mortar.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2323325. Способ изоляции зоны поглощения пласта / Крючков В.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. и др. // Опубл. 27.04.2008 г.1. RF patent No. 23233325. The method of isolation of the absorption zone of the formation / Kryuchkov V.I., Ibragimov N.G., Khisamov R.S. and others // Publ. 04/27/2008
2. A.V.Sakhan, А.А.Chegodaeva, and V.V.Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-Stavropolneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.2. A.V. Sakhan, A.A. Chegodaeva, and V.V. Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-Stavropolneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.
3. Блажевич B.A., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1981. - 237 с.3. Blazhevich B.A., Umrikhina E.H., Umetbaev V.G. Repair and insulation work in the operation of oil fields. M .: "Nedra", 1981. - 237 p.
4. Патент РФ №2237797. Способ изоляции зон водопритока в скважине / Маннанов Ф.Н., Михайлов Е.Л., Кадыров P.P. и др. // Опубл. 10.10.2004 г.4. RF patent No. 2237797. The method of isolation of water inflow zones in the well / Mannanov F.N., Mikhailov E.L., Kadyrov P.P. and others // Publ. 10/10/2004
5. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: «Недра», 1988. - 224 с.5. Bulatov A.I., Mariampolsky N.A. Regulation of technological parameters of cement slurries. M .: "Nedra", 1988. - 224 p.
6. Ильясов A.M. Моделирование процесса ликвидации заколонной циркуляции жидкости / A.M.Ильясов, И.Ю.Ломакина, А.В.Корнилов [и др.] // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: «НПФ «Геофизика», 2009. - Вып.6. - С.80-90.6. Ilyasov A.M. Modeling the process of elimination of annular fluid circulation / A.M. Ilyasov, I.Yu. Lomakina, A.V. Kornilov [et al.] // OAO NPF Geofizika. Collection of articles by graduate students and young professionals. - Ufa: "NPF" Geophysics ", 2009. -
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011148555/03A RU2483193C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011148555/03A RU2483193C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483193C1 true RU2483193C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791949
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011148555/03A RU2483193C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483193C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2613382C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water shutoff works in well |
| CN115405252A (en) * | 2021-05-28 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | External casing packer |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1099053A1 (en) * | 1982-10-01 | 1984-06-23 | Институт коллоидной химии и химии воды им.А.В.Думанского | Method of cementing wells |
| US4936385A (en) * | 1989-10-30 | 1990-06-26 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
| RU2237797C1 (en) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating water influx areas in a well |
| RU2273723C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-10 | Борис Сергеевич Лядов | Method for isolation work performing in well |
| RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
| RU2382172C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well cementing method |
| RU2389865C1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of insulating works in production well |
-
2011
- 2011-11-29 RU RU2011148555/03A patent/RU2483193C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1099053A1 (en) * | 1982-10-01 | 1984-06-23 | Институт коллоидной химии и химии воды им.А.В.Думанского | Method of cementing wells |
| US4936385A (en) * | 1989-10-30 | 1990-06-26 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
| RU2237797C1 (en) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating water influx areas in a well |
| RU2273723C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-10 | Борис Сергеевич Лядов | Method for isolation work performing in well |
| RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
| RU2382172C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well cementing method |
| RU2389865C1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of insulating works in production well |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2586120C2 (en) * | 2014-10-17 | 2016-06-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д, Шашина) | Method and system for waterproofing works in well |
| RU2613382C1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water shutoff works in well |
| CN115405252A (en) * | 2021-05-28 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | External casing packer |
| CN115405252B (en) * | 2021-05-28 | 2023-11-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | External packer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110552656B (en) | Method for fixed-point crack initiation of low-permeability layer of water flooded well | |
| CN108505982A (en) | It is a kind of using liquid gum plug realize temporary stall to old well refracturing method for increasing | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2363841C1 (en) | Procedure for selective isolation and restraint of water production into horizontal wells | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
| RU2484234C1 (en) | Well repair method | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
| RU2237797C1 (en) | Method for isolating water influx areas in a well | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| RU2533997C1 (en) | Water inflow zones cementing method | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well | |
| RU2340760C1 (en) | Method of elimination of lower borehole annulus circulation in well | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| RU2392418C1 (en) | Method for insulation of water productions and thief zones in well | |
| RU2354804C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2244115C1 (en) | Method of insulating formation water inflow | |
| RU2325507C2 (en) | Method of isolation of the water influx in the hole | |
| RU2344273C1 (en) | Method of well hole operation and making |