RU2513374C1 - Method of production string sealing - Google Patents
Method of production string sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513374C1 RU2513374C1 RU2012157802/03A RU2012157802A RU2513374C1 RU 2513374 C1 RU2513374 C1 RU 2513374C1 RU 2012157802/03 A RU2012157802/03 A RU 2012157802/03A RU 2012157802 A RU2012157802 A RU 2012157802A RU 2513374 C1 RU2513374 C1 RU 2513374C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- sealing
- landing
- upper packer
- production casing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.A known method of restoring the tightness of production casing (patent RU 2116432, IPC ЕВВ 33/13, published in bulletin No. 21 dated 07/27/1998), including the preparation and injection into the well of plugging mixtures, including cement mortar, selling them for the column in the interval leaks production casing.
Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора не обеспечивает восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.The disadvantage of this method is that the injection of cement does not ensure the restoration of the tightness of the production string, therefore, with an increased throttle response interval, the success of the insulation work does not exceed 20%.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method of sealing a production casing and shutting down the formations (patent RU No. 2215122, IPC ЕВВ 33/122, published in bulletin No. 30 dated 10.27.2003), including the installation of two packers using the landing tool : upper and lower, connecting them together with a pipe, at the same time first install a lower packer with a polished sleeve below the sealing interval, but above the reservoir, and then lower the second packer with a pipe attached to it, at the end of which After plunger, insert the plunger into the sleeve of the lower packer and plant the upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, the ends of which are plungers, the lower packer set above the reservoir.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колоны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ;- secondly, the impossibility of determining the tightness of the upper packer in the process of sealing the production casing, which reduces the quality and increases the time of work;
- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.- thirdly, in case of an unpressurized landing of the upper packer, additional technical means are required to extract the two-packer arrangement.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и качества герметизации эксплуатационной колонны, сокращение времени проведения процесса, а также упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency and quality of sealing the production casing, reducing the process time, as well as simplifying the process of the method in one round trip.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.The stated technical problems are solved by the method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well on the landing tool of two packers connected by a pipe, their landing in the production casing above and below the leakage interval, followed by removal of the landing tool.
Новым является то, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.New is that before leakage of the production string is taken, samples are taken and the initial specific gravity of the formation fluid is determined, then the following arrangement is collected from the bottom to the top of the well: lower packer, pipe, upper packer, left sub, plugged coupling, perforated pipe, lower the assembly on the landing tool in the interval of leakage of the production string, then axially moving 1.5 m up and down, the lower packer is planted, and then unloading the layout on the lower pa cores make the landing of the upper packer, then fill the well above the upper packer with process fluid and pressurize the production casing under an overpressure not exceeding the permissible pressure on the production casing, maintain the production casing under overpressure for 30 minutes and determine the tightness of the landing of the upper packer, with an unpressurized landing the upper packer tear off the upper and lower packers and remove the entire layout for revision, and then repeat the above operation and until the upper packer is tightly seated, when the upper packer is tightly seated, the landing tool is rotated clockwise from the wellhead, the landing tool is unscrewed and the landing tool is removed with a perforated nozzle, a plugged sleeve and a left sub from the production casing to the surface, the well is put into operation, selected samples and re-determine the specific gravity of the reservoir fluid by comparing the specific gravity of the reservoir fluid in the initial and repeated samples x is determined landing tightness lower packer when unpressurized landing lower packer operate resealing the production tubing, as described above, from the shutter assembly into the production tubing leaking interval to determine the tightness of fit of the lower packer.
На фиг.1-3 схематично изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.Figure 1-3 schematically shows the proposed method of sealing a production casing.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.The method of sealing the production string is implemented in the production well as follows.
До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны, например, в эксплуатационной колонне 168 мм, отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости.Before leakage of the production string occurs, for example, in the production string of 168 mm, samples are taken and the initial specific gravity of the formation fluid is determined.
Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса пластовой жидкости. Например, удельный вес составил 1,06 г/см3.To do this, a sample of the produced formation fluid is taken at the wellhead, ariometer is placed in it, and the specific gravity of the formation fluid is determined. For example, the specific gravity was 1.06 g / cm 3 .
После возникновения негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер 1 (фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, длину которой выбирают больше протяженности интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n находится в интервале 1140-1350 м, т.е. составляет 210 м, и поэтому длину НКТ выбирают равной, например, 230 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5. Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят заглушенную муфту 7, а выше - перфорированный патрубок 8.After a leak occurs at the wellhead, the following arrangement is assembled from the bottom up: the bottom packer 1 (Fig. 1),
В качестве заглушенной муфты 7 применяют муфту по ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним», в проходное отверстие которой герметично установлена заглушка. В качестве перфорированного патрубка применяют отрезок трубы, например НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 м с отверстиями 8'; 8”;…8n диаметром 6 мм.As a
Используют пакеры следующих марок: например, нижний пакер 1 марки ПРО-ЯМО2-142, верхний пакер 5 марки ПРО-ЯВЖ-О-142, выпускаемые НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Packers of the following brands are used: for example, the
Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 9 в интервал негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4. В качестве посадочного инструмента 9 применяют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.Next, release the layout on the
Размещают пакеры 1 и 5 в интервале негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 140 кН.Packers 1 and 5 are placed in the
Производят посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (фиг.2).Produce the landing of the lower 1 and upper 5 packers (figure 2).
Для этого осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера 1, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер 1 производят посадку верхнего пакера 5.To do this, axial movement of 1.5 m up and down landing the
На устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показан), например ЦА-320, с межколонным пространством 10 (фиг.2). Закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, заполняют скважину над верхним пакером 5 до появления циркуляции технологической жидкости через отверстия 8', 8”,…8n перфорированного патрубка 8 и посадочный инструмент 9 на устье скважины. Заглушенная муфта 7 исключает попадание технологической жидкости в трубу 2.At the wellhead, the discharge line of the pumping unit (not shown in FIGS. 1, 2, 3) is hydraulically tied, for example, CA-320, with annular space 10 (FIG. 2). By pumping a process fluid, for example fresh water with a density of 1000 kg / m 3 , fill the well above the
Герметизируют посадочный инструмент 9 на устье скважины, т.е. закрывают задвижку (на фиг.1, 2, 3 не показана).The
Производят опрессовку эксплуатационной колонны 4 (фиг.2). Для этого внутри нее создают избыточное давление жидкости, не превышающее допустимого давления на эксплуатационную колонну, например 11 МПа. Выдерживают в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.Produce pressure testing of production casing 4 (figure 2). For this, an excess liquid pressure is created inside it, not exceeding the permissible pressure on the production casing, for example 11 MPa. Stand for 30 minutes and determine the tightness of the landing of the
Если по истечении 30 мин падение давления не превышает 5% от начального значения, то это свидетельствует о герметичной посадке верхнего пакера 5. Например, в эксплуатационной колонне 4 создали избыточное давление жидкости, равное 9,0 МПа, которое за 30 мин снизилось до 8,7 МПа, снижение давления составило 3,3%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен герметично.If after 30 minutes the pressure drop does not exceed 5% of the initial value, this indicates a tight fit of the
Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 7,0 МПа, тогда в эксплуатационной колонне 4 создают избыточное давление жидкости, равное 7 МПа, и выдерживают в течение 30 мин. За это время давление снизилось до 6 МПа, т.е. на 15%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен негерметично.For example, the permissible pressure on the production casing is 7.0 MPa, then in the
При негерметичной посадке верхнего пакера 5 срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.When the
При герметичной посадке верхнего пакера 5 вращают посадочный инструмент 9 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 9 от трубы 2. После чего приподнимают посадочный инструмент 9 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 9 с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 с левым переводником 6 от трубы 2, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины.When the
Например, если вес компоновки составляет 140 кН, то после отсоединения он будет равен 115 кН, потеря веса составит 25 кН.For example, if the layout weight is 140 kN, then after disconnecting it will be 115 kN, the weight loss will be 25 kN.
Извлекают посадочный инструмент 9 (фиг.2) с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (фиг.3).The
Запускают скважину в эксплуатацию и после выхода на режим отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса. Сравнивают значения удельного веса пластовой жидкости в начальной (до появления негерметичности эксплуатационной колонны) и повторной (после герметизации эксплуатационной колонны) пробах, определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Если в результате сравнения разница начального и конечного значений удельного веса составляет не более 5%, то это свидетельствует о герметичной посадке нижнего пакера 1.The well is put into operation and after entering the mode, samples are taken and the specific gravity of the formation fluid is re-determined. To do this, at the wellhead, a sample of the produced formation fluid is taken, an ariometer is placed in it, and the specific gravity value is determined. The values of the specific gravity of the formation fluid in the initial (before the leak of the production string) and repeated (after sealing the production string) samples are compared, the tightness of the
Пример 1.Example 1
До возникновения негерметичности начальное значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,06 г/см3. При повторном определении - 1,08 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением удельного веса составило 2%, что не превышает 5%, следовательно, нижний пакер герметичен.Before the occurrence of leaks, the initial value of the specific gravity of the reservoir fluid was 1.06 g / cm 3 . When re-determined - 1.08 g / cm 3 . The deviation of the numerical value compared to the initial value of the specific gravity was 2%, which does not exceed 5%, therefore, the lower packer is tight.
Пример 2.Example 2
При повторном определении значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,18 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением, равным 1,06 г/см3, - 11%, что превышает 5%, следовательно, нижний пакер негерметичен.When re-determining the value of the specific gravity of the reservoir fluid was 1.18 g / cm 3 . The deviation of the numerical value compared with the initial value of 1.06 g / cm 3 is 11%, which exceeds 5%, therefore, the lower packer is leaky.
При негерметичной посадке нижнего пакера 1 выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.When the
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить эффективность и качество герметизации эксплуатационной колонны, сократить время на проведение процесса герметизации эксплуатационной колонны, также он прост в применении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляют за один спуск инструмента.The proposed method for sealing the production casing allows to increase the efficiency and quality of sealing the production casing, to reduce the time for the process of sealing the production casing, it is also easy to use, since the entire process of sealing the production casing is carried out in one run of the tool.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method of production string sealing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method of production string sealing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2513374C1 true RU2513374C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50480832
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Method of production string sealing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2513374C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3059699A (en) * | 1958-04-17 | 1962-10-23 | Brown Oil Tools | Well packer and well production apparatus |
RU94027671A (en) * | 1994-07-21 | 1996-06-10 | А.А. Цыбин | Device for isolation of pools in well |
RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
RU2255211C1 (en) * | 2004-10-25 | 2005-06-27 | Салахов Минзагит Мукатдисович | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid |
RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
RU2366813C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method |
-
2012
- 2012-12-27 RU RU2012157802/03A patent/RU2513374C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3059699A (en) * | 1958-04-17 | 1962-10-23 | Brown Oil Tools | Well packer and well production apparatus |
RU94027671A (en) * | 1994-07-21 | 1996-06-10 | А.А. Цыбин | Device for isolation of pools in well |
RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
RU2255211C1 (en) * | 2004-10-25 | 2005-06-27 | Салахов Минзагит Мукатдисович | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid |
RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
RU2366813C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7661480B2 (en) | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc | |
CN103061684B (en) | Open-hole horizontal well segmentation many bunches of homogeneous acidification tubing strings and acidization tool thereof | |
US9822632B2 (en) | Method of pressure testing a plugged well | |
RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
CN108019178B (en) | Construction method for plugging production pipe column under pressure in pipe | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
RU2670816C9 (en) | Method for sealing a production string | |
CN202731863U (en) | Long-lasting layered water injection tubular column of directional well | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
CN111305795A (en) | Method for applying cannula bridge plug lower tube pump | |
RU2383713C1 (en) | Procedure for insulating permeable section of production string or perforated interval of idle formation of well (versions) | |
CN106437641B (en) | The long-acting two-tube water injection string of independent safety | |
RU2564321C1 (en) | Separation method of horizontal well into individual sections | |
RU2513374C1 (en) | Method of production string sealing | |
RU2507376C1 (en) | Sealing of oil string | |
RU2513793C1 (en) | Method of production string sealing | |
RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
CN105781506B (en) | A kind of method of oil well delamination water filling | |
RU2320868C1 (en) | Method for flow string pressure-testing in injection well | |
RU2728754C2 (en) | Hydraulic device and method of detection and sealing of holes or cracks in oil well tubing | |
RU2518981C1 (en) | Method of production string sealing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191228 |