RU2516670C1 - Method of well repair at isolation of behind--casing flows - Google Patents

Method of well repair at isolation of behind--casing flows Download PDF

Info

Publication number
RU2516670C1
RU2516670C1 RU2013111516/03A RU2013111516A RU2516670C1 RU 2516670 C1 RU2516670 C1 RU 2516670C1 RU 2013111516/03 A RU2013111516/03 A RU 2013111516/03A RU 2013111516 A RU2013111516 A RU 2013111516A RU 2516670 C1 RU2516670 C1 RU 2516670C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tool
casing
string
well
defective section
Prior art date
Application number
RU2013111516/03A
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 RU2013111516/03A priority Critical patent/RU2516670C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2516670C1 publication Critical patent/RU2516670C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method includes identification of all data on the casing defective area and elimination of this area. When sump is equal to at least 5 m the following tool is assembled: a cutter equipped with retractable teeth, a jet nozzle, a drill-collar string, a drill string. The tool is run in into the well so that the teeth are located opposite the upper interval of the defective area, the pump unit and a power swivel are switched on. The process fluid is pumped under pressure of 9.0 MPa. The tool is rotated and cut into the upper interval of the defective area by the power swivel. Maintaining operational parameters of the pump unit and the power swivel the load for the cutter is selected by an axial movement of the tool downwards, the string is cut within the whole interval of the defective area. When the lower interval is reached the jet nozzle is lowered up to the upper interval of the defective area, a ball is dropped into the pipe string and excessive pressure is created in the tool. By the axial rotation of the tool and simultaneous rotation by the directed fluid stream in the whole perimeter of the cut section the rocks are washed out till they stop appearing at the well head. Back-flow of the well is done, cementing string is run in and the well is isolated.EFFECT: improving efficiency of the well repair, reducing time of the well repair.4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to restore the attachment of wells when isolating annular flows.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК E21B 29/10, опубл. 20.04.2010 г., бюл. №11), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине, после затвердевания цемента производят фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную колонну-летучку выше дефектного участка оснащают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную колонну-летучку оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную колонну-летучку относительно обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.A known 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 E21B 29/10, publ. 04/20/2010, bull. No. 11), including the determination of all information on the defective interval, descent and the installation of an additional casing string with fixing opposite the defective interval followed by cementing, and after determining the interval of the defective section of the casing string, preliminary cementing of the internal defective section of the casing string along the entire length is carried out, after hardening of the cement mills the defective section, and before lowering, the additional volatile column above the defective section is equipped with external centralizers, while on top the additional volatile column is equipped with mechanical dies fixing the additional volatile column relative to the casing so that the additional volatile column overlaps the entire cut defective casing section.

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

- во-первых, при фрезеровании дефектного участка обсадной колонны возникают большие механические и гидравлические нагрузки на инструмент, в частности вырезающее устройство, производящее фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;- firstly, when milling a defective section of the casing string, large mechanical and hydraulic loads are applied to the tool, in particular a cutting device that mills (removes) the defective section of the casing string, which leads to its rapid wear and failure;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства снижается скорость проходки при фрезеровании обсадной колонны, а при прекращении проходки вследствие износа инструмента необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Кроме того, не учитывается толщина стенки дефектного участка обсадной колонны, что также влияет на время фрезерования дефектного участка обсадной колонны. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;- secondly, due to the wear of the cutting device, the penetration rate decreases during milling of the casing string, and when the penetration ceases due to tool wear, it is necessary to carry out tripping operations to replace the worn cutting device. In addition, the wall thickness of the defective casing section is not taken into account, which also affects the milling time of the defective casing section. All this leads to an increase in the duration of the milling of the defective section of the casing string;

- в-третьих, высокая стоимость ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине, связанная с предварительным цементированием внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине и последующим спуском в скважину дополнительной колонны-летучки с механическими плашками и центраторами.- thirdly, the high cost of repair work to restore the tightness of the casing string in the well, associated with preliminary cementing of the internal defective section of the casing string along the entire length and subsequent descent of the additional casing string with mechanical dies and centralizers into the well.

Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК E21B 29/10, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий определение всей информации по дефектному участку, изоляцию дефектного участка спуском и установкой дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом дефектный участок обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной колонны-летучки вырезают по всей длине фрезерованием с помощью вырезающего устройства, спущенного в дефектный участок обсадной колонны на колонне труб с винтовым забойным двигателем (ВЗД), после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную колонну-летучку оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной колонны-летучки, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь дефектный участок.The closest in technical essence 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 E21B 29/10, published on 02.27.2009, bull. No. 6), including the determination of all information on the defective section, isolation of the defective section by lowering and installing an additional casing string with fixation opposite the defective interval, followed by cementing, while the defective casing section is pre-cut prior to the descent of the additional casing column this length by milling using a cutting device, lowered into the defective section of the casing on the pipe string with a downhole motor (VZD), after which the rock is washed out of the defective section of the casing along the entire length and perimeter of this cutout with a directed fluid flow until leachable rock does not stop coming out of the mouth; before launching, the additional fly-column is equipped with a spring-loaded stop with external overflow channels, which, expanding during the run-down of the additional fly-column ki, fixes it relative to the upper edge of the recess of the casing so that an additional column-leafjet overlaps the entire defective portion.

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

- во-первых, при удалении дефектного участка обсадной колонны вырезающим устройством, спущенным на бурильной колонне труб, возникают большие механические нагрузки на инструмент, в частности вырезающее устройство, производящее фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;- firstly, when a defective section of the casing is removed by a cutting device lowered on the drill pipe string, large mechanical loads on the tool arise, in particular, a cutting device that mills (removes) the defective section of the casing, which leads to its rapid wear and exit out of service;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства резко снижается скорость проходки, а при выходе его из строя при прекращении проходки необходимо производить спуско-подьемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;- secondly, due to wear of the cutting device, the rate of penetration decreases sharply, and when it fails when the penetration ceases, it is necessary to carry out hoisting operations to replace the worn-out cutting device. All this leads to an increase in the duration of the milling of the defective section of the casing string;

- в-третьих, высокая стоимость ремонта крепи скважины при изоляции заколонных перетоков, что связано со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей длине;- thirdly, the high cost of repairing the lining of the well during isolation of annular flows, which is associated with the descent into the well of an additional string of volatiles and its cementing along the entire length;

- в-четвертых, реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, передается на колонну труб и приводит к их обратному вращению, которое гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещенных на поверхности, что приводит к повреждению стенок обсадной колонны скважины и оказывает негативное воздействие на приводные механизмы, снижая ресурс их работы;- fourthly, the reactive moment arising during the operation of the VZD is transmitted to the pipe string and leads to their reverse rotation, which is extinguished on the walls of the wells and in the drive mechanisms placed on the surface, which leads to damage to the walls of the casing of the well and has a negative effect on drive mechanisms, reducing the resource of their work;

- в-пятых, после вырезания дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны, для чего необходимо проведение дополнительных спуско-подъемных операций с применением гидромониторной насадки, что увеличивает стоимость ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны.fifthly, after cutting the defective section of the casing along the entire length and perimeter of this cutout, the rock is washed out of the defective section of the casing along a directed fluid flow, which requires additional tripping operations using a hydraulic nozzle, which increases the cost of repair work to restore casing tightness.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков за счет снижения механических нагрузок на инструмент, исключения повреждения обсадной колонны, сокращения продолжительности работ по удалению дефектной части обсадной колонны, повышение надежности работы режущего инструмента, а также снижение стоимости ремонтных работ по изоляции заколонных перетоков за счет совмещения технологических операций.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of well repair when isolating annular crossflows by reducing mechanical stress on the tool, eliminating damage to the casing string, reducing the duration of work to remove the defective part of the casing string, increasing the reliability of the cutting tool, and also reducing the cost of repair work on isolating the annular string flows through the combination of technological operations.

Поставленная техническая задача решается способом ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков, включающим определение информации по дефектному участку обсадной колонны скважины, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическим ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы из дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны.The stated technical problem is solved by a method of repairing a well when isolating annular crossflows, including determining information on the defective section of the casing string of the well, removing the defective section by running the tool, consisting of a cutting device on the drill pipe string, rotating the tool from the wellhead with a mechanical rotor, lifting the tool after removing the defective section of the casing string, leaching of the rock from the defective section of the casing string along the entire length and perimeter of the resulting cutout, for example an increased flow of liquid until the leached rock ceases to leave the mouth, isolating the defective section of the casing string.

Новым является то, что при наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с насосным агрегатом через блок силового вертлюга, далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга, насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и врезание выдвижными резцами вырезающего устройства в верхний интервал дефектного участка обсадной колонны, затем, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, производят вырезание обсадной колонны во всем интервале дефектного участка, при достижении нижнего интервала дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте, затем осевым перемещением инструмента со скоростью 15 см/мин с одновременным вращением инструмента со скоростью 20 об/мин направленным потоком жидкости через гидромониторную насадку по всему периметру вырезанного дефектного участка вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, после чего производят обратную промывку скважины, затем в скважину спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину изолирующим составом от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.What is new is that if there is a sump of at least 5 m, the tool is assembled in the following sequence from the bottom up: a cutting device equipped with retractable cutters, a hydraulic nozzle, a drill pipe string, a drill pipe string, and then the tool is lowered into the well so that the cutters the devices were opposite the upper interval of the defective section of the casing string, they are tying the upper end of the drill pipe string with the pump unit through the power swivel unit, then they put into operation the pumping unit and the power swivel unit, the pumping unit injects the process fluid into the drill pipe string at a pressure of 9.0 MPa, and the power swivel unit rotates the tool at a speed of 70 rpm without axial movement and cuts the cutting device into the upper interval of the defective section of the casing string, then, without reducing the operating parameters of the pump unit and the power swivel unit, the axial movement of the tool downward selects the load on the cutting device At a temperature not exceeding 40 kN, the casing is cut out over the entire interval of the defective section; when the lower interval of the defective section of the casing is reached, rotation of the tool is stopped, the hydraulic monitor nozzle is extended to the upper interval of the defective section of the casing, the ball is dumped into the pipe string, and overpressure is created in tool, then axial movement of the tool at a speed of 15 cm / min with simultaneous rotation of the tool at a speed of 20 rpm by a directed fluid flow through a nozzle along the entire perimeter of the cut defective section is washed out of the rock from the defective section of the casing until the flushed rock ceases to leave the well, after which the well is flushed back, then the casing pipe is lowered into the well and the well is insulated with an insulating compound from the bottom to the upper interval of the defective section of the casing string, moreover, microcement is used as an insulating composition.

Предлагаемый способ реализуют для восстановления крепи скважины при изоляции заколонных перетоков и наличии зумпфа не менее 5 м, что обеспечивает исключение прихвата колонны труб в процессе промывки вырезанного дефектного участка обсадной колонны в процессе оседания шлама на забой скважины.The proposed method is implemented to restore the lining of the well with isolation of annular cross-flows and the presence of a sump of at least 5 m, which eliminates the sticking of the pipe string during washing of the cut-out defective section of the casing string during sinking of the cuttings to the bottom of the well.

На фиг.1, 2 и 3 показана схема реализации способа.Figure 1, 2 and 3 shows a diagram of a method.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

Определяют информацию по дефектному участку обсадной колонны скважины 1 (фиг.1), например обсадной колонны типоразмера 168×9 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показан). Геофизический прибор выбирают любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г. Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований в обсадной колонне скважины.Information is determined on the defective section of the casing string of the well 1 (Fig. 1), for example, a casing string of size 168 × 9 mm. Geophysical surveys are performed using a geophysical instrument (not shown in FIGS. 1, 2 and 3). The geophysical instrument is chosen of any known design, for example, a complex modular type instrument of the GDI-7 brand manufactured by Tatneftegeofizika-Universal LLC (Republic of Tatarstan, Bugulma), intended for conducting hydrodynamic studies in the well casing.

На основе геофизических исследований определяют расположение продуктивного пласта 2 (фиг.1). Например, продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1693-1695 м, он имеет большую проницаемость пород, чем расположенный ниже, например в интервале 1712-1715 м, пласт с подошвенной водой 3, который вследствие негерметичности скважины 1 по причине разрушения цементного камня (на фиг.1 и 2 не показан) вызывает заколонный переток 4 подошвенной воды снизу вверх в продуктивный пласт 2. Забой находится на глубине 1722 м.On the basis of geophysical surveys determine the location of the reservoir 2 (figure 1). For example, productive formation 2 is located in the interval 1693-1695 m, it has a greater rock permeability than lower, for example, in the interval 1712-1715 m, the formation with bottom water 3, which due to leaks in the well 1 due to the destruction of cement stone (in FIG. .1 and 2 (not shown) causes a casing flow 4 of bottom water from bottom to top into reservoir 2. The bottom is at a depth of 1722 m.

Таким образом, зумпф составляет 7 м, этого достаточно для осуществления предлагаемого способа. Для исключения заколонного перетока 4 и восстановления герметичности скважины 1 необходимо удалить дефектный участок 5 (фиг.2) обсадной колонны 1, имеющий разрушенный цементный камень за скважиной 1 в интервале 1706-1710 м (Н=4 м).Thus, the sump is 7 m, this is enough to implement the proposed method. To exclude the annular flow 4 and restore the tightness of the well 1, it is necessary to remove the defective section 5 (Fig. 2) of the casing 1 having a destroyed cement stone behind the well 1 in the interval 1706-1710 m (N = 4 m).

Далее производят подготовку инструмента 6 для удаления (вырезания) дефектного участка 5 скважины 1.Next, prepare the tool 6 to remove (cut) the defective section 5 of the well 1.

Перед спуском инструмента 6 в скважину 1 производят его сборку на устье скважины в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство 7, снабженное выдвижными резцами 7′, гидромониторная насадка 8, представляющая собой, например, корпус с тремя отверстиями 8′ диаметром 3 мм, расположенными по периметру корпуса под углом 120° относительно друг друга, колонна утяжеленных бурильных труб (УБТ) 9, колонна бурильных труб 10. В качестве вырезающего устройства 7 применяют устройство, изготовленное в ОПО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Украина). Выдвижные резцы 7′ вырезающего устройства 7 приводятся в действие за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и вращающуюся УБТ 9.Before the tool 6 is lowered into the well 1, it is assembled at the wellhead in the following sequence from the bottom up: a cutting device 7 equipped with retractable cutters 7 ′, a hydraulic nozzle 8, which is, for example, a case with three holes 8 ′ with a diameter of 3 mm located perimeter of the housing at an angle of 120 ° relative to each other, a drill string 9, a drill pipe string 10. As a cutting device 7, a device manufactured in the Karpatneftemash production and manufacturing enterprise (Kalush Ivano-Fra Nkovo region, Ukraine). Retractable cutters 7 ′ of the cutting device 7 are driven by the pressure drop of the flushing fluid pumped through it and the rotating drill collar 9.

Длину колонны УБТ 9 принимают 40-50 м с расчетом создания необходимой нагрузки на вырезающее устройство 7, например 42 м, и устанавливают непосредственно над вырезающим устройством 7, чтобы эффективно создавать нагрузку и вращающий момент на вырезающее устройство 7 при вращении инструмента 6 с устья скважины блоком силового вертлюга (на фиг.1, 2 и 3 не показан). Далее спускают инструмент 6 (фиг.2) в скважину 1 так, чтобы выдвижные резцы 7' вырезающего устройства 7 находились напротив верхнего интервала (1706 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 скважины 1. Блок силового вертлюга совмещает функции механического ротора и вертлюга промывочного.The length of the drill collar 9 is taken 40-50 m with the calculation of creating the necessary load on the cutting device 7, for example 42 m, and installed directly above the cutting device 7 in order to effectively create a load and torque on the cutting device 7 when rotating the tool 6 from the wellhead block power swivel (figure 1, 2 and 3 is not shown). Next, the tool 6 is lowered (Fig. 2) into the well 1 so that the retractable cutters 7 'of the cutting device 7 are opposite the upper interval (1706 m) of the defective (cut out) section 5 of the well 1. The power swivel unit combines the functions of a mechanical rotor and a swivel flushing.

На устье скважины производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб 10 с насосным агрегатом (например марки ЦА-320) через блок силового вертлюга (на фиг.1, 2 и 3 не показан).At the wellhead, the upper end of the drill string 10 is strapped with a pump unit (for example, CA-320 grade) through a power swivel block (not shown in FIGS. 1, 2 and 3).

Далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга. Насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и производят врезание выдвижными резцами 7′ вырезающего устройства 7 (фиг.2) в верхний интервал (1706 м) дефектного участка обсадной колонны.Next, the pump unit and the power swivel unit are put into operation. A pumping unit injects a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 , into a drill pipe string at a pressure of 9.0 MPa, and rotates the tool at a speed of 70 rpm without axial movement with a power swivel unit and cut it by retractable cutters 7 ′ Cutting device 7 (figure 2) in the upper interval (1706 m) of the defective section of the casing.

При этом контроль врезки производят по выходу металлической стружки и цементной крошки на устье скважины.At the same time, the control of the insert is performed according to the output of metal chips and cement chips at the wellhead.

Далее, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента 6 вниз опытным путем подбирают нагрузку на вырезающее устройство 7. Начинают с нагрузки 0,5 кН и постепенно увеличивают ее с условием обеспечения максимальной скорости проходки инструмента 6 в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, не превышая 40 кН.Further, without decreasing the operating parameters of the pumping unit and the power swivel unit, axially moving the tool 6 down empirically select the load on the cutting device 7. Start with a load of 0.5 kN and gradually increase it with the condition of ensuring the maximum penetration rate of the tool 6 during the cutting of the defective section 5 of the casing 1, not exceeding 40 kN.

Например, при нагрузке 0,5 кН скорость проходки составляет 1,2 см/мин, при нагрузке 10 кН - 1,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 2,7 см/мин, при нагрузке 30 кН-3,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 2,9 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента выбирают нагрузку 30 кН, при которой проходка составляет 3,2 см/мин.For example, with a load of 0.5 kN, the penetration rate is 1.2 cm / min, with a load of 10 kN - 1.9 cm / min, with a load of 20 kN - 2.7 cm / min, and a load of 30 kN-3.2 cm / min, with a load of 40 kN - 2.9 cm / min. Thus, from the condition of ensuring the maximum penetration rate of the tool, a load of 30 kN is selected at which the penetration is 3.2 cm / min.

Производят вырезание дефектного участка 5 обсадной колонны в скважине 1 до достижения нижнего интервала (1710 м) дефектного участка 5 скважины 1, после чего вращение инструмента 6 прекращают.Cut the defective section 5 of the casing in the well 1 until the lower interval (1710 m) of the defective section 5 of the well 1 is reached, after which the rotation of the tool 6 is stopped.

Доспускают гидромониторную насадку 8 до верхнего интервала дефектного участка 5 (1706 м), сбрасывают в колонну бурильных труб 10 шар 11, например металлический шар (фиг.3) диаметром 42 мм, создают избыточное давление в инструменте 6 (фиг.2), например 6,0 МПа. Диаметр металлического шара 11 необходимо подбирать таким образом, чтобы он был на 3-5 мм меньше внутреннего диаметра колонны УБТ 9.Dismantle the hydraulic nozzle 8 to the upper interval of the defective section 5 (1706 m), drop ball 11 into the string of drill pipes 10, for example, a metal ball (Fig. 3) with a diameter of 42 mm, create excess pressure in the tool 6 (Fig. 2), for example 6 , 0 MPa. The diameter of the metal ball 11 must be selected so that it is 3-5 mm less than the inner diameter of the column UBT 9.

В результате открываются отверстия 8′ гидромониторной насадки 8, при этом полая втулка 12, перекрывающая отверстия 8′ гидромониторной насадки 8, перемещается вниз (фиг.3), а металлический шар 11 герметично отсекает вырезающее устройство 7.As a result, openings 8 ′ of the hydraulic nozzle 8 open, while the hollow sleeve 12 overlapping the holes 8 ′ of the hydraulic nozzle 8 moves downward (FIG. 3), and the metal ball 11 seals the cutting device 7.

Затем осевым перемещением инструмента 6 со скоростью 15 см/мин с устья скважины и одновременным вращением инструмента 6 со скоростью 20 об/мин с помощью механического ротора направленным потоком жидкости через отверстия 8′ гидромониторной насадки 8 по всему периметру вырезанного дефектного участка 5 вымывают породу из дефектного участка 5 скважины 1 до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода.Then, by axially moving the tool 6 at a speed of 15 cm / min from the wellhead and simultaneously rotating the tool 6 at a speed of 20 rpm using a mechanical rotor with a directed fluid flow through the holes 8 ′ of the hydraulic nozzle 8 around the perimeter of the cut-out defective section 5, the rock is washed from the defective section 5 of the well 1 until the washed-out rock ceases to leave the mouth.

Далее производят обратную промывку скважины 1 технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1180 кг/м3, в полуторакратном объеме скважины, например в объеме 33,6 м3, после промывки останавливают насосный агрегат и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.Next, backwash the well 1 with a process fluid, for example, wastewater with a density of 1180 kg / m 3 , in one and a half times the volume of the well, for example, in the volume of 33.6 m 3 , after washing the pump unit is stopped and tool 6 is lifted to the wellhead.

Затем спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2 и 3, 4 не показана) и изолируют скважину закачкой изолирующего состава 13 (фиг.4) от забоя (1722 м) до верхнего интервала (1706 м) дефектного участка 5 скважины 1. В качестве изолирующего состава 13 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/м3 при массовом соотношении 2:3 соответственно.Then the column of filling pipes is lowered (not shown in FIGS. 1, 2 and 3, 4) and the well is isolated by injection of an insulating composition 13 (FIG. 4) from the bottom (1722 m) to the upper interval (1706 m) of the defective section 5 of well 1. As the insulating composition 13, 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 3 at a mass ratio of 2: 3, respectively.

Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав на основе микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси превышает прочность цементного камня, получаемого на основе обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.The use of microcement ensures the penetration of the insulating composition into thin pores and cracks. An insulating composition based on microcement has high mobility, and the strength of the hardened mixture exceeds the strength of cement stone, obtained on the basis of conventional cement, used in the repair of wells, which allows you to create a reliable and durable screen that prevents the influx of water.

Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия исходя из геолого-технических условий скважины.The estimated volume of the used insulating composition is determined by the technological service of the repair enterprise based on the geological and technical conditions of the well.

В предлагаемом способе совмещение технологических операций по вырезанию дефектного участка обсадной колонны и гидромониторной обработке вырезанного участка от шлама, цементной крошки, металлической стружки приводит к снижению стоимости ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.In the proposed method, the combination of technological operations for cutting a defective section of the casing string and hydromonitor processing of the cut section from sludge, cement chips, metal chips leads to a reduction in the cost of repair work to restore the tightness of the casing string in the well.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонта скважин за счет снижения механических нагрузок на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, а также сократить продолжительность работ по удалению дефектного участка обсадной колонны.The proposed method allows to increase the efficiency of well repair by reducing the mechanical stress on the tool while removing the defective casing section, as well as to reduce the duration of the work to remove the defective casing section.

Claims (1)

Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков, включающий определение всей информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическим ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы из дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны, отличающийся тем, что при наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с насосным агрегатом через блок силового вертлюга, далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга, насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и врезание выдвижными резцами вырезающего устройства в верхний интервал дефектного участка обсадной колонны, затем, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, производят вырезание обсадной колонны во всем интервале дефектного участка, при достижении нижнего интервала дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте, затем осевым перемещением инструмента со скоростью 15 см/мин с одновременным вращением инструмента со скоростью 20 об/мин направленным потоком жидкости через гидромониторную насадку по всему периметру вырезанного дефектного участка вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, после чего производят обратную промывку скважины, затем в скважину спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину изолирующим составом от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент. A method of repairing a well when isolating annulus flows, including determining all the information on the defective section of the casing string, removing the defective section by running the tool, consisting of a cutting device on the drill string, rotating the tool from the wellhead with a mechanical rotor, lifting the tool after removing the defective section of the casing string, leaching of the rock from the defective section of the casing along the entire length and perimeter of the cutout with a directed fluid flow until leachable rock, isolation of the defective section of the casing, will not stop coming out, characterized in that if there is a sump of at least 5 m, the tool is assembled in the following sequence from the bottom up: a cutting device equipped with retractable cutters, a hydraulic monitor nozzle, a drill pipe string, drill pipe string pipes, then lower the tool into the well so that the cutters of the cutting device are opposite the upper interval of the defective section of the casing string; the end of the drill pipe string with the pump unit through the power swivel unit, then the pump unit and the power swivel unit are put into operation, the pump unit injects the process fluid into the drill pipe string at a pressure of 9.0 MPa, and the tool swivel unit rotates the tool at a speed of 70 rpm without axial movement and insertion of the cutting device by the retractable cutters into the upper interval of the defective section of the casing, then, without reducing the operating parameters of the pump unit and power unit of the swivel, axial movement of the tool downward selects the load on the cutting device, not exceeding 40 kN, cut the casing in the entire interval of the defective section, when the lower interval of the defective section of the casing is reached, the rotation of the tool stops, and the hydraulic monitor nozzle is extended to the upper interval of the defective section of the casing , drop the ball into the pipe string, create excessive pressure in the tool, then axially move the tool at a speed of 15 cm / min at the same time m rotating the tool at a speed of 20 rpm by a directed fluid flow through a hydraulic nozzle around the entire perimeter of the cut defective section, wash the rock out of the defective section of the casing until the flushed rock ceases to leave the mouth, after which the well is flushed back and then the casing string is lowered and the borehole is insulated with an insulating composition from the bottom to the upper interval of the defective casing section, and the insulating composition is used microcement.
RU2013111516/03A 2013-03-14 2013-03-14 Method of well repair at isolation of behind--casing flows RU2516670C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013111516/03A RU2516670C1 (en) 2013-03-14 2013-03-14 Method of well repair at isolation of behind--casing flows

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013111516/03A RU2516670C1 (en) 2013-03-14 2013-03-14 Method of well repair at isolation of behind--casing flows

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2516670C1 true RU2516670C1 (en) 2014-05-20

Family

ID=50779041

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013111516/03A RU2516670C1 (en) 2013-03-14 2013-03-14 Method of well repair at isolation of behind--casing flows

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2516670C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106761515A (en) * 2017-02-19 2017-05-31 胜利油田胜兴集团有限责任公司 A kind of superficial part set leakage external reinforcement repaiies set technique

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4754810A (en) * 1987-03-16 1988-07-05 Conoco Inc. Method for patching casing leaks
RU2272890C1 (en) * 2004-07-30 2006-03-27 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas
RU2347888C1 (en) * 2007-08-07 2009-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Casing string service method for wells with defective section and internal casing string restriction
RU2350735C1 (en) * 2007-09-11 2009-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of repair of cased string in well with defect section and with interior narrowing
RU2354803C1 (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
US4754810A (en) * 1987-03-16 1988-07-05 Conoco Inc. Method for patching casing leaks
RU2272890C1 (en) * 2004-07-30 2006-03-27 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas
RU2347888C1 (en) * 2007-08-07 2009-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Casing string service method for wells with defective section and internal casing string restriction
RU2350735C1 (en) * 2007-09-11 2009-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of repair of cased string in well with defect section and with interior narrowing
RU2354803C1 (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

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
2009. *
РД 08-625-03, Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих газовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины, Москва, ФГУП "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2004, Раздел 5.1 Устройства вырезающие универсальные *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106761515A (en) * 2017-02-19 2017-05-31 胜利油田胜兴集团有限责任公司 A kind of superficial part set leakage external reinforcement repaiies set technique
CN106761515B (en) * 2017-02-19 2021-06-29 胜利油田胜兴集团有限责任公司 Shallow sleeve leakage reinforcing and repairing process

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2390623C2 (en) Single-trip downhole device equipped with means of minimising sand ingress
CN104204397B (en) The system and method for pressure break is carried out while drilling well
RU2601881C1 (en) Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole
CN104080999B (en) The method that pressure break is carried out while drilling well
CN108755676A (en) Anchor cable construction method under the conditions of rich aquifer sand layer
RU2667240C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
CN110552646B (en) Rotary hydraulic jet cutting casing tool and construction method thereof
RU2312972C2 (en) Method and device for fluid-containing reservoir isolation
RU2509884C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2638672C1 (en) Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe
RU2516670C1 (en) Method of well repair at isolation of behind--casing flows
CN105756591A (en) Coal bed gas well completion method
CN116065950B (en) Intelligent drilling construction process based on oil gas development engineering driller surface layer construction
RU2510452C1 (en) Repair method of casing string in well with defective area
RU2526061C1 (en) Isolation of water inflow beds at well construction
RU2501935C1 (en) Repair method of casing string in well with defective section
RU2515739C1 (en) Repair method for well with defective area with displaced casing string
RU2626103C1 (en) Method of oil well offshot drilling
RU2564314C1 (en) Method of recovery of passability of open horizontal wellbore
RU2740505C1 (en) Acid treatment method of open horizontal shaft of wells
RU2542070C1 (en) Double-hole well operation method
RU2571966C1 (en) Method for recovery of permeability for open horizontal borehole
RU2563900C1 (en) Multihole well construction method
RU2710577C1 (en) Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well
RU2191886C2 (en) Method of isolation of beds with water flows