RU2515739C1 - Repair method for well with defective area with displaced casing string - Google Patents

Repair method for well with defective area with displaced casing string Download PDF

Info

Publication number
RU2515739C1
RU2515739C1 RU2012157811/03A RU2012157811A RU2515739C1 RU 2515739 C1 RU2515739 C1 RU 2515739C1 RU 2012157811/03 A RU2012157811/03 A RU 2012157811/03A RU 2012157811 A RU2012157811 A RU 2012157811A RU 2515739 C1 RU2515739 C1 RU 2515739C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
casing
string
interval
well
defective
Prior art date
Application number
RU2012157811/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильгизар Хасимович Махмутов
Рамзис Рахимович Кадыров
Радик Зяузятович Зиятдинов
Фарид Баширович Сулейманов
Владимир Александрович Андреев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2012157811/03A priority Critical patent/RU2515739C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2515739C1 publication Critical patent/RU2515739C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: during study of the defective area the diameter d of the inner narrowing is determined within the interval of displaced casing string area, a jet nozzle is run in at the surface pipe into the displacement interval and rock is washed out from the well along the whole length and perimeter of the displacement interval by a directed flow of the process fluid until the washed rock stops coming out at the well head. Then, the following arrangement is assembled on the well head in an upward direction: a perforated cone-plugged liner with the upper and lower positive centralisers with overflow channels and an outside cuff, a drillable packer. The packer is fixed rigidly to the liner; the cuff is installed to the liner below the lower centraliser. The assembled arrangement is run in at the work string to the defective area interval and the displaced parts of the casing string are centred so that the upper and lower centralisers are placed at a distance less than 1 m from the defective area interval; the drillable packer is seated and plugging of the defective area is carried out. The work string is removed and operations at the well are withheld till microcement hardens. The downhole propelling screw with a cutter is run in at the surface pipe, the drillable packer, the hardened cement, the cemented liner, the upper and lower centralisers, the cuff are removed from the defective area and the inner diameter D of the casing string is restored.EFFECT: improving efficiency of repair, reducing specific amount of metal.4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to straighten crumpled and shifted casing strings in the well and restore their tightness.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением (патент RU №2350735, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.03.2009 г., бюл. №9), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией в дефектном интервале и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение выправляют развальцовкой или лорнированием, а дополнительную колонну оснащают толстостенным цилиндрическим фиксатором с верхним упором и наружными каналами для прохождения цемента, фиксирующимся при спуске с подпором изнутри относительно выправленного участка так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь интервал дефектного участка.A known method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal contraction (patent RU No. 2350735, IPC ЕВВ 29/10, published on 03/27/2009, bull. No. 9), including the determination of all information on the defective interval, descent and installation additional flying column with fixation in the defective interval and subsequent cementing, while the internal constriction is straightened by flaring or lorning, and the additional column is equipped with a thick-walled cylindrical retainer with an upper stop and external channels for cement passage, fi siruyuschimsya when descending a overpressure inside relative rectifying portion so that the additional volatile column covers the entire range of the defective portion.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal content associated with the descent into the well of an additional flying column;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;- secondly, the reduction of the borehole cross section due to the installation of an additional flying column in the defective interval;

- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с выправлением развальцовкой или лорнированием внутреннего сужения обсадной колонны, с последующим спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration of repair work associated with straightening by flaring or loring the internal narrowing of the casing, followed by the descent and cementing of an additional flying casing in it.

Также известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной летучей колонны вырезают по всей длине фрезерованием, после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного интервала до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную летучую колонну оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной летучей колонны, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь дефектный интервал. Недостатками данного способа являются:Also known is a method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal narrowing of the casing string (patent RU No. 2347888, IPC ЕВВ 29/10, published on 02.27.2009, bull. No. 6), which includes determining all information on the defective interval, launching and installing an additional flying string with fixing opposite the defective interval and subsequent cementing, while the internal narrowing of the casing string is pre-cut before milling the additional flying string along the entire length by milling, and then along the entire length and perimeter of of the cutout with a directed fluid flow, the rock is washed out of the defective interval until the leachable rock stops leaving the mouth, before launching, the additional flying column is equipped with a spring-loaded stop with external overflow channels, which, expanding during the lowering of the additional flying column, fixes it relative to the upper the edges of the casing cut so that the additional flying string covers the entire defective interval. The disadvantages of this method are:

- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal content associated with the descent into the well of an additional flying column;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;- secondly, the reduction of the borehole cross section due to the installation of an additional flying column in the defective interval;

- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration of repair work associated with cutting the casing along the entire length of the defective interval and subsequent leaching of the rock along the entire length and perimeter of the cutout with a directed fluid flow, and then lowering and cementing an additional flying column in it.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. 20.04.2010 г., бюл. №11), включающий исследование дефектного участка обсадной колонны, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим тампонировнаием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине. После затвердевания цемента выполняют фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную летучую колонну выше дефектного участка снабжают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную летучую колонну оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную летучую колонну относительно обсадной колонны так, что она перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.The closest in technical essence and the achieved result is a method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal narrowing of the casing string (patent RU No. 2386779, IPC ЕВВ 29/10, published on 04/20/2010, bull. No. 11), including the study of the defective section of the casing string, the descent and installation of an additional flying string with fixation opposite the defective interval, followed by plugging, and after determining the interval of the defective section of the casing string, preliminary cementing is performed inside ennego defective portion of the casing throughout its length. After the cement has hardened, milling of the defective section is performed, and before descent, the additional flying column above the defective section is provided with external centralizers, while the additional flying column is equipped with mechanical dies on top, fixing the additional flying column relative to the casing so that it covers the entire cut defective section of the casing.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции скважины, связанная со спуском и цементированием в скважине дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal consumption of the well structure associated with the launching and cementing of an additional flying string in the well;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины после ремонта обсадной колонны вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны, что снижает технологические возможности скважины при ее эксплуатации и последующем ремонте;- secondly, the reduction of the borehole cross section after repair of the casing string due to the installation of an additional flying string in the defective interval, which reduces the technological capabilities of the well during its operation and subsequent repair;

- в-третьих, высокая продолжительность и стоимость ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration and cost of repair work associated with cutting the casing along the entire length of the defective interval and subsequent leaching of the rock along the entire length and perimeter of the cutout with a directed fluid flow, and then lowering and cementing an additional flying column in it.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снижение металлоемкости конструкции скважины и сокращение продолжительности и стоимости ремонта скважины.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of well repair by maintaining the bore of the casing, reducing the metal consumption of the well structure and reducing the duration and cost of well repair.

Поставленные технические задачи решаются способом ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны, включающим исследование дефектного участка обсадной колонны, его тампонирование и фрезерование после затвердевания тампонажного состава.The stated technical problems are solved by the method of repairing a well with a defective section with casing displacement, including the study of a defective section of the casing, its plugging and milling after the cementing compound has hardened.

Новым является то, что при исследовании дефектного участка обсадной колонны определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, после чего в интервал смещения на технологической колонне труб спускают гидромониторную насадку и по всей длине и периметру интервала смещения направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода, затем на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку: перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик с верхним и нижним жесткими центраторами с переточными каналами и манжетой снаружи, разбуриваемый пакер, причем разбуриваемый пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, а манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора, причем хвостовик, верхний и нижний центраторы и манжету выполняют из легкоразбуриваемых материалов, собранную компоновку на заливочной колонне труб спускают в интервал дефектного участка, центрируют смещенные части обсадной колонны так, чтобы верхний и нижний центраторы находились на расстоянии, не превышающем 1 м от интервала смещения обсадной колонны, сажают разбуриваемый пакер и производят тампонирование дефектного участка обсадной колонны по заливочной колонне труб через разбуриваемый пакер, при этом в качестве тампонажного состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента, а после затвердевания микроцемента в интервал дефектного участка обсадной колонны на технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка обсадной колонны и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны.What is new is that when examining a defective section of the casing string, the inner narrowing diameter d is determined in the range of displacement of the defective section of the casing, after which the hydraulic monitor nozzle is lowered into the offset interval on the pipe casing and the rock is washed along the entire length and perimeter of the offset interval with the directional flow of the process fluid from the well until the leachable rock ceases to leave the wellhead, then the following arrangement is collected from the top of the wellhead from the bottom up: a forged shank shanked from below under the cone with upper and lower rigid centralizers with transfer channels and a cuff outside, a drillable packer, the drillable packer being rigidly connected from the bottom to the shank, and the cuff on the shank installed below the lower centralizer, with the shank, upper and lower centralizers and cuff of easily drilled materials, the assembled assembly on the pipe string is lowered into the interval of the defective section, the displaced parts of the casing are centered so that the upper and The bottom centralizers were located at a distance not exceeding 1 m from the casing displacement interval, the drillable packer was planted and the defective casing string was plugged through the pipe drillstring through the drillable packer, while microcement was used as the cementing composition, the pipe fill string was removed, and the well was left. to wait for the hardening of microcement, and after the hardening of microcement in the interval of the defective section of the casing string on the casing lower the helical jet engine with a milling cutter, remove the drillable packer, hardened cement, perforated liner, upper and lower centralizers, plugged from below under the cone, cuff from the defective section of the casing string and restore the inner diameter D of the casing string.

На фиг.1, 2, 3, 4 схематично и последовательно показан процесс реализации предлагаемого способа.Figure 1, 2, 3, 4 schematically and sequentially shows the process of implementing the proposed method.

Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны реализуют следующим образом.A method of repairing a well with a defective section with casing displacement is implemented as follows.

Обсадная колонна 1 (фиг.1) имеет дефектный участок 2 со смещением 3. Например, внутренний диаметр D обсадной колонны 1 составляет 150 мм (обсадная колонна наружным диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм). Производят исследование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 со смещением 3. Например, спускают шаблон на трубах (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и определяют интервал дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1 в интервале 1620-1640 м со смещением 3 в интервале 1632 м.The casing 1 (FIG. 1) has a defective portion 2 with an offset of 3. For example, the inner diameter D of the casing 1 is 150 mm (the casing with an outer diameter of 168 mm with a wall thickness of 9 mm). Investigate the defective section 2 of the casing 1 with an offset of 3. For example, lower the template on the pipes (not shown in FIGS. 1, 2 and 3) and determine the interval of the defective section 2 (FIG. 1) of the casing 1 in the interval 1620-1640 m with a displacement of 3 in the range of 1632 m.

Определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, например, спуском свинцовой конусной печати марки ПС-К-140 (изготовитель ООО «Биттехника», Россия, г. Пермь). Диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 составляет 125 мм.Determine the diameter d of the internal constriction in the range of displacement of the defective section of the casing string, for example, by releasing a lead cone seal grade PS-K-140 (manufacturer LLC Bittekhnika, Russia, Perm). The diameter d of the inner constriction in the offset range 3 of the defective section 2 of the casing 1 is 125 mm

После исследования в интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 на технологической колонне труб 4 (фиг.2) спускают гидромониторную насадку 5 с наружным диаметром dH, меньшим диаметра d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1.After research into the offset interval 3 of the defective section 2 of the casing 1 on the pipe casing 4 (FIG. 2), lower the nozzle 5 with an outer diameter d H smaller than the diameter d of the inner constriction in the interval of the offset 3 of the defective section 2 (FIG. 1) of the casing columns 1.

Далее по всей длине и периметру интервала смещения 3 (фиг.2) направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода. В качестве технологической колонны труб 4 используют, например, колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а в качестве технологической жидкости используют, например, сточную воду плотностью 1180 кг/м3.Then, along the entire length and perimeter of the bias interval 3 (FIG. 2), the rock is washed out of the well with a directed flow of the process fluid until the leached rock ceases to exit the wellhead. As a process pipe string 4, for example, a tubing string 73 mm in diameter is used, and as a process fluid, for example, wastewater with a density of 1180 kg / m 3 is used .

Удаление цементной крошки, глинистой корки, породы в интервале смещения 3 (фиг.1 и 2) дефектного участка 2 обсадной колонны 1 с применением гидромониторной насадки 5 позволяет эффективно восстановить герметичность цементного кольца в дефектном участке 2 обсадной колонны 1 после проведения изоляционных работ.Removing cement chips, clay peel, rock in the displacement interval 3 (FIGS. 1 and 2) of the defective section 2 of the casing string 1 using a hydraulic nozzle 5 can effectively restore the tightness of the cement ring in the defective section 2 of the casing string 1 after insulation work.

Далее на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку 6 (фиг.3): перфорированный отверстиями 7 заглушенный снизу под конус хвостовик 8 с верхним 9 и нижним 10 жесткими центраторами и манжетой 11 снаружи, разбуриваемый пакер 12, который снизу жестко соединяют с хвостовиком 8 (фиг.3).Next, at the wellhead, the following arrangement 6 is assembled from bottom to top (Fig. 3): a liner 8, perforated by holes 7, and shank 8 with an upper 9 and a lower 10 rigid centralizers and a sleeve 11 that are muffled from the bottom, a drillable packer 12 that is rigidly connected from the bottom to the liner 8 ( figure 3).

Хвостовик 8 перфорирован отверстиями 7, например, диаметром 5 мм в количестве 20 штук между верхним 9 и нижним 10 центраторами. Отверстия 7 должны обеспечивать переток тампонажного состава при проведении изоляционных работ.The shank 8 is perforated with holes 7, for example, with a diameter of 5 mm in an amount of 20 pieces between the upper 9 and lower 10 centralizers. Holes 7 must provide the flow of cement composition during insulation work.

Жесткие центраторы 9 и 10 выполнены с переточными каналами 9' и 10' соответственно.Rigid centralizers 9 and 10 are made with transfer channels 9 'and 10', respectively.

Длину хвостовика выбирают, например, 4 м. Манжету 11 на хвостовик 8 устанавливают ниже нижнего центратора 10.The length of the shank is chosen, for example, 4 m. The cuff 11 on the shank 8 is installed below the lower centralizer 10.

Хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 выполняют из легкоразбуриваемых материалов. Например, хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы выполняют из алюминиевого сплава, а манжету 11 - из резинового материала.The shank 8, the upper 9 and lower 10 centralizers, the cuff 11 is made of easily drilled materials. For example, the shank 8, the upper 9 and the lower 10 centralizers are made of aluminum alloy, and the cuff 11 is made of rubber material.

В качестве разбуриваемого пакера применяют пробку мостовую заливочную (ПМЗ), выпускаемую ООО «Югсон-Сервис» (г. Тюмень). Например, для обсадной колонны 1 наружным диаметром 168 мм применяют пакер ПМ3-140-35, при этом в нижней части корпуса пакера выполняют резьбу для соединения с перфорированным хвостовиком 8.As a drilled packer, bridge plugging (PMZ) manufactured by Yugson-Service LLC (Tyumen) is used. For example, for a casing 1 with an outer diameter of 168 mm, a PM3-140-35 packer is used, while threads are made in the lower part of the packer body for connection with a perforated liner 8.

Собранную компоновку 6 на заливочной колонне труб 13, например на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускают в интервал дефектного участка 2 обсадной колонны 1, при этом заглушенный снизу под конус хвостовик 8 обеспечивает перемещение компоновки через интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1. Центрируют смещенные части 14' и 14” обсадной колонны 1 так, чтобы верхний 9 и нижний 10 центраторы находились на расстояния h, не превышающем один метр от интервала смещения 3 обсадной колонны 1, т.е. на расстоянии h, равном 1 м. Сажают разбуриваемый пакер 12 и производят тампонирование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 по колонне заливочных труб 13 через разбуриваемый пакер 12.The assembled arrangement 6 on the pipe string 13, for example, on a tubing string 73 mm in diameter, is lowered into the interval of the defective section 2 of the casing string 1, while the liner 8, which is muffled from below under the cone, moves the assembly through the shift interval 3 of the defective section 2 of the casing string 1. Center the displaced parts 14 'and 14 ”of the casing 1 so that the upper 9 and lower 10 centralizers are at a distance h not exceeding one meter from the offset interval 3 of the casing 1, i.e. at a distance h equal to 1 m. The drill packer 12 is planted and the defective section 2 of the casing string 1 is plugged along the casting pipe string 13 through the drill packer 12.

В качестве тампонажного состава 15 применяют микроцемент, например супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г. Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м при массовом соотношении 2:3 соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение полученного раствора в тонкие поры и трещины, раствор микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность затвердевшего микроцемента выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.As cement composition 15, microcement is used, for example, superthin ultracement produced by NPO Polytsell CJSC (Vladimir) according to TU 5739-019-56864391-2010. Microcement is mixed with fresh water with a density of 1000 kg / m in a mass ratio of 2: 3, respectively. The use of microcement ensures that the resulting solution penetrates into thin pores and cracks, the microcement solution has high mobility, and the strength of hardened microcement is higher than the strength of cement stone obtained from a mixture of water with conventional cement used in well repair, which allows creating a reliable and durable screen that prevents inflow of water.

Расчетный объем используемого микроцемента определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.The estimated volume of microcement used is determined by the technological service of the repair enterprise empirically.

Затем извлекают заливочную колонну труб 13. Наличие переточных каналов 9' и 10' верхнего 9 и нижнего 10 центраторов соответственно позволяют затампонировать дефектный участок 2 обсадной колонны 1. Оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента 15, например, на 24 часа.Then, the filling string of pipes 13 is removed. The presence of overflow channels 9 'and 10' of the upper 9 and lower 10 centralizers respectively allow to plug the defective section 2 of the casing 1. They leave the well to wait for the hardening of microcement 15, for example, for 24 hours.

После затвердевания цемента в интервал дефектного участка 2 (фиг.4) обсадной колонны 1 спускают винтовой забойный двигатель (ВЗД) с фрезой (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) на технологической колонне, например колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.After the hardening of the cement in the interval of the defective section 2 (Fig. 4) of the casing 1, the downhole screw motor (VZD) is lowered with a milling cutter (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4) on a production string, for example a tubing string 73 mm.

В качестве ВЗД применяют, например, двигатель винтовой забойный марки Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г. Краснодар, Россия).As a VZD, for example, a downhole screw motor of the brand D3-106MR.7 / 8.37 manufactured by VNIIBT-Drilling Instrument (Krasnodar, Russia) is used.

В качестве фрезы применяют, например, твердосплавное лопастное долото марки 4Л-124 РСТ производства ОАО “Азимут” (г. Уфа, Республика Башкортостан, Россия).As a milling cutter, for example, a carbide blade bit of grade 4L-124 PCT manufactured by Azimut OJSC (Ufa, the Republic of Bashkortostan, Russia) is used.

Разбуриванием удаляют пакер 12 (фиг.3), затвердевший микроцемент 15, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 из дефектного участка 2 обсадной колонны 1.By drilling, the packer 12 (Fig. 3), hardened microcement 15, perforated liner 8, upper 9 and lower 10 centralizers, cuff 11, cuff 11 from the defective section 2 of the casing string 1, are perforated.

Сокращается продолжительность и стоимость ремонта скважины за счет исключения работ по вырезанию дефектного участка обсадной колонны.The duration and cost of well repair is reduced by eliminating work on cutting a defective casing section.

В результате ремонта восстанавливают проходное сечение (внутренний диаметр D) обсадной колонны скважины, т.е. исключают смещение обсадной колонны (фиг.1 и 4).As a result of the repair, the bore (inner diameter D) of the well casing is restored, i.e. exclude casing displacement (FIGS. 1 and 4).

Предлагаемый способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны позволяет повысить эффективность ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снизить металлоемкость конструкции скважины, сократить продолжительность и стоимость ремонта скважины.The proposed method of repairing a well with a defective section with a casing offset allows to increase the efficiency of well repair by maintaining the bore of the casing, reduce the metal consumption of the well structure, and reduce the duration and cost of well repair.

Claims (1)

Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны, включающий исследование дефектного участка обсадной колонны, его тампонирование и фрезерование после затвердевания тампонажного состава, отличающийся тем, что при исследовании дефектного участка обсадной колонны определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, после чего в интервал смещения на технологической колонне труб спускают гидромониторную насадку и по всей длине и периметру интервала смещения направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода, затем на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку: перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик с верхним и нижним жесткими центраторами с переточными каналами и манжетой снаружи, разбуриваемый пакер, причем разбуриваемый пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, а манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора, причем хвостовик, верхний и нижний центраторы и манжету выполняют из легкоразбуриваемых материалов, собранную компоновку на заливочной колонне труб спускают в интервал дефектного участка, центрируют смещенные части обсадной колонны так, чтобы верхний и нижний центраторы находились на расстоянии, не превышающем 1 м от интервала смещения обсадной колонны, сажают разбуриваемый пакер и производят тампонирование дефектного участка обсадной колонны по заливочной колонне труб через разбуриваемый пакер, при этом в качестве тампонажного состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента, а после затвердевания микроцемента в интервал дефектного участка обсадной колонны на технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка обсадной колонны и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны. A method of repairing a well with a defective section with displacement of the casing string, including examining a defective section of the casing string, plugging and milling it after hardening the grouting composition, characterized in that that when examining a defective section of the casing string, the inner narrowing diameter d is determined in the range of displacement of the defective section of the casing, after which a hydraulic monitor nozzle is lowered into the displacement interval on the pipe casing and the rock is washed out of the well along the entire length and perimeter of the displacement interval by the directed process fluid until until the washed-out rock stops at the wellhead, then the following arrangement is collected from the top of the wellhead: bottom perforated a shank that is left below the cone with upper and lower rigid centralizers with transfer channels and a cuff on the outside, a drillable packer, the drillable packer is rigidly connected to the shank from below, and the cuff on the shank is installed below the lower centralizer, and the shank, upper and lower centralizers and cuff are made of easily drilled materials, the assembled assembly on the pipe fill string is lowered into the interval of the defective section, the offset parts of the casing string are centered so that the upper and lower centralizers do not walked at a distance not exceeding 1 m from the casing displacement interval, put the drilled packer and plug the defective section of the casing over the pipe fill string through the drill packer, using microcement as the grouting composition, remove the pipe fill string, leave the well to wait the hardening of microcement, and after the hardening of microcement in the interval of the defective section of the casing string on the production string, a downhole screw motor with ezoy removed drillable packer, hardened cement, perforated bottom muffled under the cone shank, the upper and lower centralizers, the cuff of the defective portion of the casing is reduced and the inner diameter D of casing.
RU2012157811/03A 2012-12-27 2012-12-27 Repair method for well with defective area with displaced casing string RU2515739C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Repair method for well with defective area with displaced casing string

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Repair method for well with defective area with displaced casing string

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2515739C1 true RU2515739C1 (en) 2014-05-20

Family

ID=50778739

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Repair method for well with defective area with displaced casing string

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2515739C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2645695C1 (en) * 2017-01-20 2018-02-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of cementing of the additional column of pipes in the injection well
WO2022015471A1 (en) * 2020-07-15 2022-01-20 Conocophillips Company Well collapse reconnect system
CN114541998A (en) * 2022-04-26 2022-05-27 中国煤炭地质总局水文地质局 Pipe laying process for disconnecting geothermal well casing pipe

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3967681A (en) * 1975-09-30 1976-07-06 Phillips Petroleum Company Repair of cement sheath around well casing
RU2159841C1 (en) * 1999-03-10 2000-11-27 Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" Process of reconstruction of entireness of disturbed casing strings in holes drilled with directional inclination
RU2237151C2 (en) * 2002-03-19 2004-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method for sealing broken column in a well
RU2242582C2 (en) * 2002-03-19 2004-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Device for pressurization of torn column in a well (variants)
RU2354804C1 (en) * 2008-06-07 2009-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for well repair
RU2386779C1 (en) * 2009-01-30 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Repair method of string with defect section and internal tapering of string

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3967681A (en) * 1975-09-30 1976-07-06 Phillips Petroleum Company Repair of cement sheath around well casing
RU2159841C1 (en) * 1999-03-10 2000-11-27 Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" Process of reconstruction of entireness of disturbed casing strings in holes drilled with directional inclination
RU2237151C2 (en) * 2002-03-19 2004-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method for sealing broken column in a well
RU2242582C2 (en) * 2002-03-19 2004-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Device for pressurization of torn column in a well (variants)
RU2354804C1 (en) * 2008-06-07 2009-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for well repair
RU2386779C1 (en) * 2009-01-30 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Repair method of string with defect section and internal tapering of string

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2645695C1 (en) * 2017-01-20 2018-02-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of cementing of the additional column of pipes in the injection well
WO2022015471A1 (en) * 2020-07-15 2022-01-20 Conocophillips Company Well collapse reconnect system
EP4182543A4 (en) * 2020-07-15 2024-01-10 Conocophillips Co Well collapse reconnect system
CN114541998A (en) * 2022-04-26 2022-05-27 中国煤炭地质总局水文地质局 Pipe laying process for disconnecting geothermal well casing pipe

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7635027B2 (en) Method and apparatus for completing a horizontal well
US7475726B2 (en) Continuous monobore liquid lining system
NO333764B1 (en) One-hole borehole and method for completing the same
RU2354803C1 (en) Method for well repair
RU2515739C1 (en) Repair method for well with defective area with displaced casing string
RU2410514C1 (en) Method for well construction
RU97764U1 (en) COLUMN SHOE (OPTIONS)
CN1891974A (en) Underbalance well completion method and apparatus
CN114961632B (en) Underground three-level environment-friendly treatment method for difficult and complicated well
RU2167273C1 (en) Method of casing liner installation in well
CN205713982U (en) A kind of pile foundation construction drilling equipment being applicable to karst area
RU2455467C1 (en) Method of borehole perforation
RU2626103C1 (en) Method of oil well offshot drilling
RU2526061C1 (en) Isolation of water inflow beds at well construction
RU2710577C1 (en) Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well
RU2378495C2 (en) Well filter installation method
RU2542070C1 (en) Double-hole well operation method
RU2524089C1 (en) Construction of oil production well
RU2361062C1 (en) Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre
CN113863860A (en) Horizontal well casing pipe column combined structure and using method thereof
RU2769020C1 (en) Rotary liner cementing method
RU2794830C1 (en) Well completion method
RU2520033C1 (en) Method of horizontal oil well construction
RU2280760C1 (en) Filtering well construction method
RU2750805C1 (en) Method for intensifying borehole operation by drilling side holes

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191228