RU2520217C1 - Method of production string sealing - Google Patents
Method of production string sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2520217C1 RU2520217C1 RU2013111247/03A RU2013111247A RU2520217C1 RU 2520217 C1 RU2520217 C1 RU 2520217C1 RU 2013111247/03 A RU2013111247/03 A RU 2013111247/03A RU 2013111247 A RU2013111247 A RU 2013111247A RU 2520217 C1 RU2520217 C1 RU 2520217C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- component
- density
- cement composition
- composition
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины.The proposal relates to the oil and gas industry, in particular to methods for sealing a production casing of a well.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемой в пластовых условиях полимерной композиции, состоящей из ацетоноформальдегидной смолы, щелочных отвердителей и воды (патент RU №2272905, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.03.06 г., бюл. №9).A known method of isolation and limitation of water inflow into wells, including injection into a injection or production well of a cured in reservoir conditions polymer composition consisting of acetone-formaldehyde resin, alkaline hardeners and water (patent RU No. 2272905, IPC ЕВВ 43/32, publ. 03/27/06 g ., bull. No. 9).
Недостатком способа является высокий тепловой экзотермический эффект отверждения ацетоноформальдегидной смолы в присутствии щелочных отвердителей, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения известного способа. Кроме того, приготовление полимерной композиции на основе смолы осуществляют в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 М или в емкости при поочередной дозировке смолы и отвердителя в заданном соотношении и работе цементировочного агрегата в режиме циркуляции на себя, после введения в смолу всего объема отвердителя перемешивание продолжают в течение 15-20 мин, далее закачивают смесь в скважину и продавливают. При такой последовательности приготовления полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы создается повышенный риск аварийности проводимых работ ввиду длительности процесса приготовления полимерной композиции (поочередное перекачивание компонентов, их перемешивание) при одновременном влиянии температуры окружающей среды.The disadvantage of this method is the high thermal exothermic effect of the curing of acetone-formaldehyde resin in the presence of alkaline hardeners, which complicates the injection technology and limits the temperature range of application of the known method. In addition, the preparation of the polymer composition based on the resin is carried out in a measuring device of the cementing unit ЦА-320 М or in the tank with alternating dosage of the resin and hardener in a predetermined ratio and the cementing unit operating in a self-circulating mode, after the entire volume of the hardener is introduced into the resin, mixing is continued for 15-20 minutes, then pump the mixture into the well and squeeze. With this sequence of preparation of the polymer composition based on acetone-formaldehyde resin, an increased risk of accident work is created due to the length of the process of preparing the polymer composition (alternately pumping the components, mixing them) with the simultaneous influence of the ambient temperature.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, основанный на применении состава с массовой долей компонентов:The closest technical solution to the proposed one is the method of repair and insulation work in the well, based on the use of a composition with a mass fraction of components:
ацетоноформальдегидная смола 50-90%, 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40%, пластовая вода девонского горизонта - остальное (патент RU №2250983, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.05 г., бюл. №12). Согласно изобретению способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает в себя спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб и установку открытого конца насосно-компрессорных труб на глубине ниже интервала нарушения, заполнение технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность, определение приемистости интервала нарушения, приготовление двухкомпонентного тампонажного состава, закачку его в насосно-компрессорные трубы и продавку технологической жидкостью до равновесия столбов жидкости в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве за насосно-компрессорными трубами, подъем насосно-компрессорных труб до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава и закачку в интервал нарушения из расчета оставления стакана в колонне с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава, подъем насосно-компрессорных труб на безопасную высоту и оставление на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава.acetone-formaldehyde resin 50-90%, 5% aqueous solution of caustic soda 5-40%, produced water of the Devonian horizon - the rest (patent RU No. 2250983, IPC ЕВВ 33/138, publ. 04/27/05, bull. No. 12 ) According to the invention, the method of repair and insulation work in the well includes the descent into the production string of tubing and installing the open end of the tubing at a depth below the breach interval, filling the process fluid with the outlet of the process fluid from the annular space to the surface, determining the injectivity of the interval violations, the preparation of a two-component grouting composition, its injection into tubing and selling technological fluid to the equilibrium of the liquid columns in the tubing and the annular space behind the tubing, lifting the tubing to the upper boundary of the two-component grouting composition and pumping into the violation interval, based on the calculation of leaving the beaker in the string, followed by a control cut-off of the excess two-component grouting, lifting the tubing -compressor pipes to a safe height and leaving for the time waiting for the curing of a two-component cement composition.
Недостатком способа является возникновение технологических трудностей, связанных с неконтролируемым характером отверждения состава на основе синтетических смол при закачивании их в больших объемах (в осреднительной емкости, в бункере цементировочного агрегата). Приготовление составов в бункере цементировочного агрегата или в осреднительной емкости занимает относительно длительное время и включает в себя поочередную закачку компонентов состава в емкость или бункер агрегата и их перемешивание, что неизбежно приводит к значительному влиянию температуры окружающей среды на структурирование состава, что особенно опасно в теплое время года. Структурирование (отверждение) протекает с выделением теплоты, которая при отсутствии внешнего принудительного охлаждения разогревает приготовленный объем состава. Разогрев в свою очередь вызывает дальнейшее ускорение реакции поликонденсации, приобретающее неконтролируемый характер вплоть до отверждения состава в насосно-компрессорных трубах, что создает повышенный риск аварийности проводимых работ. Как правило, в качестве продавочной жидкости используют жидкость из блока долива с температурой окружающей среды. В летнее время года температура продавочной жидкости составляет от плюс 25 до 30°C, что в свою очередь также способствует преждевременному отверждению состава, т.е. ускорению реакции поликонденсации. Кроме того, плотность продавочной жидкости не должна быть равной плотности тампонажного состава, а должна быть меньше или больше, т.к. возникают сложности при фиксировании момента равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве, т.к. в этом случае данный момент фиксируется только объемным методом, и при этом трудно учесть объем жидкости, оставшейся в нагнетательной линии и в насосе. В случае приготовления небольшого объема тампонажного состава неточное фиксирование момента равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве может привести к расположению тампонажного состава выше или ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны. В результате при подъеме НКТ происходит разбавление тампонажного состава продавочной или скважинной жидкостью и, как следствие, отверждение не в полном объеме. Кроме того, большая разница в плотности продавочной жидкости и тампонажного состава во время закачивания или ожидания отверждения состава влияет на перераспределение плотностей на значительную высоту, что в свою очередь приводит к разбавлению тампонажного состава и отверждению не в полном объеме.The disadvantage of this method is the occurrence of technological difficulties associated with the uncontrolled nature of the curing of the composition based on synthetic resins when pumping them in large volumes (in averaging tank, in the hopper of the cementing unit). The preparation of the compositions in the hopper of the cementing unit or in the averaging tank takes a relatively long time and includes the sequential injection of the components of the composition into the tank or hopper of the unit and their mixing, which inevitably leads to a significant effect of the ambient temperature on the structuring of the composition, which is especially dangerous in warm time of the year. Structuring (curing) proceeds with the release of heat, which in the absence of external forced cooling heats the cooked volume of the composition. The heating, in turn, causes a further acceleration of the polycondensation reaction, which acquires an uncontrolled character until the curing of the composition in the tubing, which creates an increased risk of accident work. As a rule, liquid from the topping unit with ambient temperature is used as a squeezing liquid. In the summertime, the temperature of the supply fluid is from plus 25 to 30 ° C, which in turn also contributes to premature curing of the composition, i.e. accelerate the polycondensation reaction. In addition, the density of the squeezing fluid should not be equal to the density of the grouting composition, but should be less or more, because difficulties arise when fixing the moment of equilibrium of the liquid columns in the tubing and annular space, because in this case, the moment is recorded only by the volumetric method, and it is difficult to take into account the volume of liquid remaining in the discharge line and in the pump. In the case of preparing a small volume of grouting composition, inaccurate fixation of the moment of equilibrium of the liquid columns in the tubing and annular space may lead to the location of the grouting composition above or below the interval of disruption of the production string. As a result, when the tubing is lifted, the grouting composition is diluted with the squeezing or borehole fluid and, as a result, the curing is not complete. In addition, a large difference in the density of the squeezing fluid and the grouting composition during pumping or waiting for the curing of the composition affects the redistribution of the densities to a significant height, which in turn leads to dilution of the grouting composition and not fully curing.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн за счет сокращения времени на приготовление тампонажного состава, создания благоприятных условий доставки тампонажного состава и закачки его в интервал нарушения при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ в любое время года и снижения влияния экзотермического эффекта, а также повышение точности контроля закачки запланированного объема тампонажного состава при открытии устья скважины и уменьшение разбавления при закачивании и ожидании отверждения состава.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of repair and insulation work when sealing production casing by reducing the time to prepare the grouting composition, creating favorable conditions for the delivery of grouting composition and pumping it into the violation interval while ensuring safe repair and insulation work at any time of the year and reducing the influence of the exothermic effect, as well as improving the accuracy of control of the injection of the planned volume of grouting composition at the opening of the wellhead and reducing dilution when pumping and waiting for curing the composition.
Технические задачи решаются предлагаемым способом герметизации эксплуатационной колонны скважины, включающим спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб и установку открытого конца насосно-компрессорных труб на глубине ниже интервала нарушения, заполнение скважины технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность, определение приемистости интервала нарушения, приготовление двухкомпонентного тампонажного состава, закачку его в насосно-компрессорные трубы и продавку технологической жидкостью до равновесия столбов жидкости в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве за насосно-компрессорными трубами, подъем насосно-компрессорных труб до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава, закачку его в интервал нарушения из расчета оставления стакана в колонне с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава, подъем насосно-компрессорных труб на безопасную высоту и оставление на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава.Technical problems are solved by the proposed method of sealing a production casing of a well, including lowering into the production casing of tubing and installing the open end of the tubing at a depth below the violation interval, filling the well with process fluid with the outlet of the process fluid from the annular space to the surface, determining the injectivity of the interval violations, the preparation of a two-component cement composition, its injection into tubing, etc. pumping the process fluid to the equilibrium of the liquid columns in the tubing and the annular space behind the tubing, lifting the tubing to the upper boundary of the two-component grouting composition, pumping it into the breach interval based on the calculation of leaving the cup in the column, followed by a control cut-off of the excess two-component grouting composition, lifting tubing to a safe height and leaving a two-component grouting while waiting for curing composition.
Новым является то, что после определения приемистости выбирают двухкомпонентный тампонажный состав, определяют его плотность и соотношение компонентов тампонажного состава, создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до выравнивания температуры и плотности в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве за насосно-компрессорными трубами, готовят двухкомпонентный тампонажный состав в непрерывном потоке с подачей его в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме закачивают его в насосно-компрессорные трубы и продавливают технологической жидкостью с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве за насосно-компрессорными трубами, поднимают насосно-компрессорные трубы до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава, производят закачку двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/с, при достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости, далее подкачивание прекращают и плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки.What is new is that after determining the injectivity, a two-component grouting composition is selected, its density and the ratio of the components of the grouting composition are determined, the process fluid is circulated with a temperature of 5-10 ° C and a density less than or greater than the density of the injected two-component grouting composition by 5% until the temperature is equalized and density in the tubing and the annular space behind the tubing, prepare a two-component grouting composition in a continuous stream with by feeding it into the tank and simultaneously feeding it continuously, pump it into the tubing and squeeze it with a process fluid with a temperature of 5-10 ° C and a density less than or greater than the density of the injected two-component grouting composition by 5% until the liquid columns in the tubing are in equilibrium pipes and the annular space behind the tubing, raise the tubing to the upper boundary of the two-component cement composition with subsequent control cut off of excess two-component cement composition, the two-component cement composition is injected into the violation interval with a flow rate of not more than 2 l / s, when the pressure reaches 10% below the maximum allowable pressure on the production string, the injection is stopped and, as the pressure decreases, the two-component cement composition is periodically pumped into the violation interval until zero injectivity, then pumping is stopped and the pressure in the wellbore is gradually reduced to 40-60% of the achieved during Achki.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. В эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) и устанавливают открытый конец НКТ на глубине ниже интервала нарушения. Заполняют скважину технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность. Определяют приемистость интервала нарушения эксплуатационной колонны. Данный способ применяют при падении давления. Выбирают двухкомпонентный тампонажный состав и определяют его количество в зависимости от того, какие составы имеются в наличии, и от приемистости интервала нарушения. Соотношение компонентов, плотность закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава определяют по результатам проведения лабораторных испытаний.The essence of the proposed method is as follows. The tubing is lowered into the production string and the open end of the tubing is installed at a depth below the violation interval. The well is filled with process fluid with the outlet of the process fluid from the annular space to the surface. Determine the throttle response interval of the production casing. This method is used when the pressure drops. A two-component grouting composition is selected and its quantity is determined depending on what compositions are available and on the injectivity of the disturbance interval. The ratio of components, the density of the injected two-component cement composition is determined by the results of laboratory tests.
Для осуществления способа применяют двухкомпонентные тампонажные составы, состоящие из основного компонента и отвердителя, отверждаемые с выделением тепла, например:To implement the method, two-component grouting compositions are used, consisting of a main component and a hardener, cured with heat, for example:
- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) и 10%-ный водный раствор едкого натра;- acetone-formaldehyde resin (TU 2228-006-48090685-2002) and a 10% aqueous solution of caustic soda;
- смола полимерной композиции «БАРС» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011;- resin polymer composition "BARS" and hardener according to TU 2221-081-26161597-2011;
- кремнийорганический продукт 119-296 И марки «А» (ТУ 2229-519-05763441-2009) и 6%-ная соляная кислота;- organosilicon product 119-296 And brand "A" (TU 2229-519-05763441-2009) and 6% hydrochloric acid;
- кремнийорганический продукт 119-296 И марки «Б» (ТУ 2229-519-05763441-2009) и пресная вода;- organosilicon product 119-296 And brand "B" (TU 2229-519-05763441-2009) and fresh water;
- смола полимерной композиции «АЙБЭТ» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011.- AYBET resin composition and hardener according to TU 2221-081-26161597-2011.
Время отверждения тампонажных составов на основе большинства синтетических смол в значительной степени зависит от температуры окружающей среды. Это может быть продемонстрировано на примере тампонажного состава, содержащего ацетоноформальдегидную смолу и водный раствор натра едкого (Сахапова А.К. Ацетоно- и карбамидоформальдегидные смолы в качестве тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах: дис. канд. техн. наук: 05.17.06/А.К. Сахапова; «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». - Защищена в КГТУ. - Казань, 2006. - 160 с.: ил.). На фигуре приведены графики зависимости времени отверждения тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы от содержания натра едкого, являющегося отвердителем, при различной температуре, где 1 - отверждение при температуре 0°C, 2 - отверждение при температуре 10°C, 3 - отверждение при температуре 15°C, 4 - отверждение при температуре 30°C, 5 - отверждение при температуре 40°C. Графики показывают, что при изменении температуры отверждения тампонажного состава от 0 до 40°C время отверждения сокращается до 6-8 раз (см. фигуру 1).The curing time of grouting compositions based on most synthetic resins is largely dependent on ambient temperature. This can be demonstrated by the example of a grouting composition containing acetone-formaldehyde resin and an aqueous solution of sodium hydroxide (Sakhapova A.K. Acetone and urea-formaldehyde resins as grouting materials for repair and insulation works in wells: dissertation of candidate of technical sciences: 05.17. 06 / A.K. Sakhapova; TatNIPIneft OAO Tatneft. - Protected at KSTU. - Kazan, 2006. - 160 pp. Ill.). The figure shows graphs of the dependence of the curing time of the grouting composition based on acetone-formaldehyde resin on the content of caustic soda, which is a hardener, at different temperatures, where 1 is curing at a temperature of 0 ° C, 2 is curing at a temperature of 10 ° C, 3 is curing at a temperature of 15 ° C, 4 - curing at a temperature of 30 ° C, 5 - curing at a temperature of 40 ° C. The graphs show that when the curing temperature of the grouting composition changes from 0 to 40 ° C, the curing time is reduced to 6-8 times (see figure 1).
В качестве технологической жидкости используют пластовую воду, техническую воду и т.п. Для заполнения скважины применяют технологическую жидкость со скважины. Для создания циркуляции применяют технологическую жидкость, которую в летнее время берут с пункта набора, где температура составляет 5-10°C и завозят на скважину в автоцистерне перед закачкой, а в зимнее время технологическую жидкость берут с блока долива на скважине.Formation water, process water, and the like are used as the process fluid. To fill the well, process fluid from the well is used. To create a circulation, the process fluid is used, which is taken from the collection point in summer, where the temperature is 5-10 ° C and delivered to the well in a tanker before injection, and in winter, the process fluid is taken from the topping unit at the well.
Далее создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого тампонажного состава на 5% до выравнивания температур и плотностей в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве за НКТ.Next, circulate the process fluid with a temperature of 5-10 ° C and a density less than or greater than the density of the injected cement composition by 5% until the temperatures and densities in the tubing and the annular space behind the tubing are equalized.
Температура технологической жидкости ниже 5°C не влияет на эффективность способа, но нецелесообразна из-за удорожания технологии. Применение технологической жидкости с температурой выше 10°C может быть недостаточно эффективным для снижения влияния экзотермического эффекта при приготовлении и закачивании больших объемов тампонажного состава, что ведет к преждевременному отверждению тампонажного состава.The temperature of the process fluid below 5 ° C does not affect the efficiency of the method, but is impractical due to the cost of technology. The use of a process fluid with a temperature above 10 ° C may not be effective enough to reduce the effect of the exothermic effect when preparing and pumping large volumes of grouting composition, which leads to premature curing of the grouting composition.
Используют технологическую жидкость с плотностью меньше или больше плотности приготовленного тампонажного состава на 5%, что позволяет в случае ошибки точно контролировать положение уровней тампонажного состава, находящегося в НКТ и в кольцевом пространстве за НКТ. Кроме того, предлагаемая разница в плотности тампонажного состава и технологической жидкости во время продавки, закачки и ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава приводит к разбавлению тампонажного состава на незначительную величину.Use a process fluid with a density less than or greater than the density of the prepared grouting composition by 5%, which allows, in case of an error, to accurately control the position of the levels of the grouting composition located in the tubing and in the annular space behind the tubing. In addition, the proposed difference in the density of the grouting composition and the process fluid during delivery, injection and waiting for the curing of the two-component grouting composition leads to a dilution of the grouting composition by an insignificant amount.
Приготовление двухкомпонентного тампонажного состава осуществляют в непрерывном потоке посредством струйного насоса. За счет этого сокращается время на приготовление тампонажного состава. Применяют насос любой известной конструкции, например КТ 25.77.330.00 ПС производства ОАО «Корона-ТЭК», г. Самара. Струйный насос обустраивают спиральным каналом, например, по патенту RU №2230882, МПК E21B 33/13, B28C 5/02. Перед приготовлением двухкомпонентного тампонажного состава производят тарировку струйного насоса. Для этого первый цементировочный агрегат обвязывают со струйным насосом, обустроенным спиральным каналом, и емкостью, далее в струйный насос цементировочным агрегатом под давлением подают технологическую жидкость с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого тампонажного состава на 5%, а всасывающий патрубок опускают в чанок с технологической жидкостью, рукояткой вентиля струйного насоса добиваются необходимого соотношения подающей и всасываемой жидкости, например 4:1. После этого второй цементировочный агрегат обвязывают с устьем скважины и емкостью, первым цементировочным агрегатом через струйный насос подают под давлением основной компонент, при этом отвердитель засасывается в выбранном соотношении. В смесителе струйного насоса компоненты двухкомпонентного тампонажного состава перемешиваются благодаря турбулентности потока в струйном насосе, и полученный двухкомпонентный тампонажный состав выбрасывается под давлением. Далее двухкомпонентный тампонажный состав под давлением в виде потока жидкости проходит по спиральному каналу, образующемуся в виде ленточной перегородки, навитой на патрубок, т.е. прямолинейное движение потока жидкости преобразуется во вращательное движение по спирали с угловым ускорением, что обеспечивает дополнительное интенсивное перемешивание. После этого двухкомпонентный тампонажный состав подают в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме вторым цементировочным агрегатом закачивают двухкомпонентный тампонажный состав в НКТ и продавливают его технологической жидкостью с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. При этом тампонажный состав, продвигаясь вниз по колонне НКТ, отдает часть своего тепла трубам, а технологическая жидкость с температурой 5-10°C и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5%, находящаяся в кольцевом пространстве за НКТ, перемещается вверх, охлаждая НКТ снаружи, тем самым исключается ускорение структурирования двухкомпонентного тампонажного состава. Открывают устье скважины для подъема НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава. В случае ошибки в большую или меньшую сторону закачиваемого объема технологической жидкости при закачке двухкомпонентного тампонажного состава происходит выравнивание давлений, создаваемых столбами жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ, через открытый конец НКТ. При этом уровни жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ выравниваются относительно друг друга. Процесс выравнивания давления контролируют по выходу жидкости из НКТ или из кольцевого пространства за НКТ на поверхность. Благодаря этому разбавление двухкомпонентного тампонажного состава технологической жидкостью не происходит. Устанавливают гидроротор. Приподнимают открытый конец НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава. Для закачки используют цементировочный агрегат малой производительности (например, цементировочный агрегат ЦА-320 М малой производительности с диаметром цилиндровых втулок не более 100 мм, с рабочим давлением не менее 32 МПа и производительностью 2-12 л/с). Закачку двухкомпонентного тампонажного состава производят с расходом не более 2 л/с, при достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости (отсутствие приемистости). Далее подкачивание прекращают. Благодаря этому происходит равномерное распределение давления и предотвращение образования дополнительных трещин при заполнении двухкомпонентным тампонажным составом каналов негерметичности эксплуатационной колонны, а также не происходит разбавления двухкомпонентного тампонажного состава технологической жидкостью. После этого давление не сбрасывают (для вымывания излишков тампонажного состава и подъема НКТ на безопасную зону) до атмосферного, потому что резкое снижение давления в скважине вызывает приток жидкости из интервала нарушения, который, поступая в скважину, вытесняет двухкомпонентный тампонажный состав из трещин, свищей и т.д., заполненных им в процессе закачки, что также приводит к разбавлению двухкомпонентного тампонажного состава пластовой жидкости. Плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки, т.е. при котором была получена нулевая приемистость. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава. После истечения времени ожидания отверждения состава путем доспуска НКТ определяют наличие и местоположение моста. Осуществляют его разбуривание. Затем производят испытания на герметичность эксплуатационной колонны под давлением и снижением уровня свабированием.The preparation of a two-component cement composition is carried out in a continuous stream by means of a jet pump. Due to this, the time to prepare the grouting composition is reduced. A pump of any known design is used, for example, CT 25.77.330.00 PS produced by OJSC Korona-TEK, Samara. The jet pump is equipped with a spiral channel, for example, according to patent RU No. 2230882, IPC E21B 33/13,
Примеры промышленного использования предлагаемого способа.Examples of industrial use of the proposed method.
Пример 1. В интервале 265-267 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Падение давления с 12 до 3 МПа за 5 минут. Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12 МПа. В эксплуатационную колонну спустили НКТ и установили открытый конец НКТ на глубине 270 м. Ремонтно-изоляционные работы провели с использованием двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы и водного раствора едкого натра в объеме 0,5 м3 плотностью 1200 кг/м3 в соотношении 4:1 соответственно. Заполнили скважину пластовой водой, взятой с желобной емкости на скважине, и после выхода технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность создали циркуляцию пластовой воды, взятой с автоцистерны, с температурой 10°C и плотностью 1260 кг/м3 до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Приготовили двухкомпонентный тампонажный состав на основе ацетоноформальдегидной смолы и водного раствора едкого натра в соотношении 4:1. Для этого струйный насос КТ 25.77.330.00 ПС, обустроенный спиральным каналом, оттарировали под соотношение 4:1. После этого второй цементировочный агрегат обвязали с устьем скважины и емкостью, первым цементировочным агрегатом через струйный насос, обустроенный спиральным каналом, подали ацетоноформальдегидную смолу и 7%-ный водный раствор едкого натра в соотношении 4:1 соответственно в емкость, одновременно с подачей в непрерывном режиме вторым цементировочным агрегатом закачали двухкомпонентный тампонажный состав в объеме 0,5 м3 плотностью 1200 кг/м3 в НКТ при открытой затрубной задвижке и продавили его пластовой водой с температурой 10°C и плотностью 1260 кг/м3 до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. При этом двухкомпонентный тампонажный состав, продвигаясь вниз по колонне НКТ, отдавал часть своего тепла трубам, а пластовая вода с температурой 10°C и плотностью 1260 кг/м3, находившаяся в кольцевом пространстве за НКТ, перемещалась вверх, охлаждала НКТ снаружи, тем самым исключая ускорение структурирования (отверждения) двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы. Открыли устье скважины для подъема НКТ. При этом из НКТ на поверхность вышла пластовая вода в объеме 0,01 м3. Установили гидроротор, приподняли открытый конец НКТ до глубины 233 м с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава пластовой водой в объеме 1,1 м3. После этого произвели закачку двухкомпонетного тампонажного состава с расходом жидкости 2 л/с. При этом давление плавно повысилось с 0 до 10,8 МПа, т.е. до давления ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну на 10%. Закачку остановили и по мере снижения давления с 10,8 до 3 МПа за 5 минут производили подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. Далее через каждые 5 минут произвели подкачивание при давлении от 3 до 10,8 МПа. Таким образом, в течение 2 часов было закачано 300 л двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы. После этого при достижении давления 9 МПа (нулевая приемистость) произошло резкое повышение (рост) давления до предельно допустимого на эксплуатационную колонну, равного 12 МПа. Далее подкачивание прекратили и плавно снизили давление в стволе скважины до 4,5 МПа. Скважину закрыли и оставили на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава (24 часа). После истечения времени ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы путем доспуска НКТ определили наличие и местоположение смоляного моста. Мост находился на глубине 255 м. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность под давлением 12 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.Example 1. In the interval 265-267 m was discovered leaks 146 mm production casing. Pressure drop from 12 to 3 MPa in 5 minutes. The maximum allowable pressure on the production casing is 12 MPa. The tubing was lowered into the production casing and the open end of the tubing was installed at a depth of 270 m. Repair and insulation work was carried out using a two-component cement slurry based on acetone-formaldehyde resin and an aqueous solution of caustic soda in a volume of 0.5 m 3 with a density of 1200 kg / m 3 in a ratio of 4 : 1 respectively. The well was filled with produced water taken from the chute tank at the well, and after the process fluid exited from the annular space to the surface, circulation of produced water taken from the tanker with a temperature of 10 ° C and a density of 1260 kg / m 3 was achieved until the temperature and density in the tubing equalized and annular space behind tubing. A two-component grouting composition was prepared on the basis of acetone-formaldehyde resin and an aqueous solution of caustic soda in a ratio of 4: 1. To do this, the KT 25.77.330.00 PS jet pump equipped with a spiral channel was calibrated to a 4: 1 ratio. After that, the second cementing unit was tied to the wellhead and the tank, the first cementing unit was fed through an spiral pump equipped with a spiral channel, acetone-formaldehyde resin and a 7% aqueous solution of caustic soda in the ratio 4: 1, respectively, into the tank, simultaneously with continuous feeding second cementing unit bicomponent pumped backfill composition in a volume of 0.5 m 3 density of 1200 kg / m 3 in the tubing at the open annulus pressed through the valve and its reservoir with water of 10 ° C and tightly Tew 1260 kg / m 3 to equilibrium liquid column in the tubing and the annulus for the tubing. At the same time, the two-component cementing composition, moving down the tubing string, gave part of its heat to the pipes, and produced water with a temperature of 10 ° C and a density of 1260 kg / m 3 located in the annular space behind the tubing moved upward, cooled the tubing outside, thereby excluding the acceleration of structuring (curing) of a two-component grouting composition based on acetone-formaldehyde resin. The wellhead was opened to lift the tubing. At the same time, formation water in the volume of 0.01 m 3 emerged from the tubing. A hydraulic rotor was installed, the open end of the tubing was raised to a depth of 233 m, followed by a control cut-off of excess two-component cement composition with formation water in a volume of 1.1 m 3 . After that, a two-component grouting composition was injected with a liquid flow rate of 2 l / s. The pressure gradually increased from 0 to 10.8 MPa, i.e. to a pressure below the maximum permissible pressure on the production casing by 10%. The injection was stopped, and as the pressure decreased from 10.8 to 3 MPa in 5 minutes, the two-component grouting composition was pumped into the violation interval. Then, every 5 minutes, pumping was performed at a pressure of 3 to 10.8 MPa. Thus, within 2 hours, 300 L of a two-component grouting composition based on acetone-formaldehyde resin was injected. After that, when the pressure reached 9 MPa (zero injectivity), there was a sharp increase (increase) in pressure to the maximum allowable for the production casing equal to 12 MPa. Then pumping was stopped and the pressure in the wellbore gradually decreased to 4.5 MPa. The well was closed and left while waiting for the curing of the two-component cement composition (24 hours). After the waiting time for the curing of the two-component grouting composition based on acetone-formaldehyde resin by means of the tubing, the presence and location of the resin bridge were determined. The bridge was at a depth of 255 m. It was drilled. When tested for tightness under a pressure of 12 MPa and reducing the level of swab production casing showed complete tightness.
Пример 2. В интервале 1197-1200 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны. Падение давления с 10 до 2 МПа за 2 минут. Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10 МПа. В эксплуатационную колонну спустили НКТ и установили открытый конец НКТ на глубине 1204 м. Ремонтно-изоляционные работы проводили с использованием двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы БАРС-3 и отвердителя смолы БАРС-3 в объеме 0,75 м3 плотностью 1080 кг/м3 в соотношении 2:1 соответственно. Заполнили скважину пластовой водой, взятой с желобной емкости на скважине, и после выхода технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность создали циркуляцию пластовой воды, взятой с блока долива на скважине, с температурой 5°C и плотностью 1026 кг/м3 до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Приготовили двухкомпонентный тампонажный состав на основе смолы БАРС-3 и отвердителя смолы БАРС-3 в соотношении 2:1. Для этого струйный насос КТ 25.77.330.00 ПС, обустроенный спиральным каналом, оттарировали под соотношение 2:1. После этого второй цементировочный агрегат обвязали с устьем скважины и емкостью, первым цементировочным агрегатом через струйный насос, обустроенный спиральным каналом, подали смолу БАРС-3 и отвердитель смолы БАРС-3 в соотношении 2:1 соответственно в емкость, одновременно с подачей в непрерывном режиме вторым цементировочным агрегатом закачали двухкомпонентный тампонажный состав на основе смолы БАРС-3 в объеме 0,75 м3 плотностью 1080 кг/м3 в НКТ при открытой затрубной задвижке и продавили его пластовой водой с температурой 5°C с плотностью 1026 кг/м3 до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. При этом двухкомпонентный тампонажный состав на основе смолы БАРС-3, продвигаясь вниз по колонне НКТ, отдавал часть своего тепла трубам, а пластовая вода с температурой 5°C, плотностью 1026 кг/м3, находившаяся в кольцевом пространстве за НКТ, перемещалась вверх, охлаждая НКТ снаружи, тем самым исключая ускорение структурирования (отверждения) двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы БАРС-3. Открыли устье скважины для подъема НКТ. При этом из кольцевого пространства вышла на поверхность пластовая вода в объеме 0,09 м3. Установили гидроротор, приподняли открытый конец НКТ до глубины 1162 м с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы БАРС-3 пластовой водой в объеме 5,3 м3. Закачку двухкомпонентного тампонажного состава произвели с расходом жидкости 2 л/с. При этом давление плавно повысилось с 0 до 9 МПа, т.е. до давления ниже 10% от предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Закачку остановили и по мере снижения давления с 9 до 2 МПа за 2 минуты произвели подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. Далее через каждые 2 минуты производили подкачивание при давлении от 2 до 9 МПа. Таким образом, в течение 3 часов было закачано 400 л двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы БАРС-3. Далее при достижении давления 7 МПа произошло резкое повышение (рост) давления до предельно допустимого на эксплуатационную колонну, равного 10 МПа. Затем подкачивание остановили и плавно снизили давление в стволе скважины до 4,2 МПа. Скважину закрыли и оставили на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава (24 часа). После истечения времени ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы БАРС-3 путем доспуска НКТ определили наличие и местоположение смоляного моста. Мост находился на глубине 1185 м. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность под давлением 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.Example 2. In the interval 1197-1200 m was detected leaks 168 mm production casing. Pressure drop from 10 to 2 MPa in 2 minutes. The maximum allowable pressure on the production casing is 10 MPa. The tubing was lowered into the production casing and the open end of the tubing was installed at a depth of 1204 m. Repair and insulation work was carried out using a two-component grouting composition based on BARS-3 resin and a BARS-3 resin hardener in a volume of 0.75 m 3 with a density of 1080 kg / m 3 in a ratio of 2: 1, respectively. The well was filled with produced water taken from the chute capacity at the well, and after the process fluid exited from the annular space to the surface, circulation of produced water taken from the topping unit at the well was created with a temperature of 5 ° C and a density of 1026 kg / m 3 until the temperature is equalized and density in tubing and annular space behind tubing. We prepared a two-component grouting composition based on BARS-3 resin and hardener BARS-3 resin in a ratio of 2: 1. To do this, the KT 25.77.330.00 PS jet pump equipped with a spiral channel was calibrated to a 2: 1 ratio. After that, the second cementing unit was tied to the wellhead and the tank, the first cementing unit was fed through a jet pump equipped with a spiral channel, BARS-3 resin and BARS-3 resin hardener in a ratio of 2: 1, respectively, into the tank, simultaneously with the second continuous supply cementing unit pumped a two-component grouting composition based on BARS-3 resin in a volume of 0.75 m 3 with a density of 1080 kg / m 3 in a tubing with an open annular valve and pushed it with produced water at a temperature of 5 ° C with a density of 102 6 kg / m 3 to the equilibrium of the liquid columns in the tubing and the annular space behind the tubing. At the same time, the two-component grouting composition based on BARS-3 resin, moving down the tubing string, gave part of its heat to the pipes, and produced water with a temperature of 5 ° C, a density of 1026 kg / m 3 , located in the annular space behind the tubing, moved upwards cooling the tubing from the outside, thereby eliminating the acceleration of the structuring (curing) of the two-component grouting composition based on the BARS-3 resin. The wellhead was opened to lift the tubing. At the same time, formation water in the volume of 0.09 m 3 emerged from the annular space. A hydraulic rotor was installed, the open end of the tubing was raised to a depth of 1162 m, followed by a control cut of the excess of a two-component grouting composition based on BARS-3 resin with produced water in a volume of 5.3 m 3 . The injection of a two-component grouting composition was performed with a flow rate of 2 l / s. At the same time, the pressure gradually increased from 0 to 9 MPa, i.e. to a pressure below 10% of the maximum allowable pressure on the production casing. The injection was stopped and, as the pressure decreased from 9 to 2 MPa in 2 minutes, the two-component grouting composition was pumped into the violation interval. Then, every 2 minutes, pumping was performed at a pressure of 2 to 9 MPa. Thus, 400 l of a two-component grouting composition based on BARS-3 resin were pumped over 3 hours. Further, when the pressure reached 7 MPa, a sharp increase (increase) in pressure to the maximum allowable for the production casing equal to 10 MPa occurred. Then pumping was stopped and the pressure in the wellbore gradually decreased to 4.2 MPa. The well was closed and left while waiting for the curing of the two-component cement composition (24 hours). After the waiting time for the curing of the two-component grouting composition based on the BARS-3 resin by means of the tubing, the presence and location of the resin bridge were determined. The bridge was at a depth of 1185 m. It was drilled. When tested for tightness under a pressure of 10 MPa and a decrease in the level of swabbing, the production casing showed complete tightness.
Пример 3. В интервале 220-225 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны. Падение давления с 11 до 4 МПа за 10 минут. Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 11 МПа. В эксплуатационную колонну спустили НКТ и установили открытый конец НКТ на глубине 228 м. Ремонтно-изоляционные работы провели с использованием двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы «АЙБЭТ» и отвердителя в объеме 0,6 м3 плотностью 1180 кг/м3 в соотношении 4:1 соответственно. Заполнили скважину пластовой водой, взятой с желобной емкости на скважине, и после выхода технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность создали циркуляцию пластовой воды, взятой с автоцистерны, с температурой 7°C и плотностью 1121 кг/м3 до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Приготовили двухкомпонентный тампонажный состав на основе смолы «АЙБЭТ» и отвердителя в соотношении 4:1. Для этого струйный насос КТ 25.77.330.00 ПС, обустроенный спиральным каналом, оттарировали под соотношение 4:1. После этого второй цементировочный агрегат обвязали с устьем скважины и емкостью, первым цементировочным агрегатом через струйный насос, обустроенный спиральным каналом, подали в емкость смолу «АЙБЭТ» и отвердитель в соотношении 4:1 соответственно, одновременно с подачей в непрерывном режиме вторым цементировочным агрегатом закачали двухкомпонентный тампонажный состав в объеме 0,6 м3 плотностью 1180 кг/м3 в НКТ при открытой затрубной задвижке и продавили его пластовой водой с температурой 7°C и плотностью 1121 кг/м3 до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. При этом двухкомпонентный тампонажный состав, продвигаясь вниз по колонне НКТ, отдавал часть своего тепла трубам, а пластовая вода с температурой 7°C и плотностью 1121 кг/м3, находившаяся в кольцевом пространстве за НКТ, перемещалась вверх, охлаждала НКТ снаружи, тем самым исключая ускорение структурирования (отверждения) двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы. Открыли устье скважины для подъема НКТ. При этом из НКТ на поверхность вышла пластовая вода в объеме 0,05 м3. Установили гидроротор, приподняли открытый конец НКТ до глубины 184 м с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава пластовой водой в объеме 0,9 м3. Далее произвели закачку двухкомпонентного тампонажного состава с расходом жидкости 2 л/с. При этом давление плавно повысилось с 0 до 9,9 МПа, т.е. до давления ниже 10% от предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Закачку остановили и по мере снижения давления с 9,9 до 4 МПа за 10 минут произвели подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. Далее через каждые 10 минут производили подкачивание при давлении от 4 до 9,9 МПа. Таким образом, в течение 2,5 часа было закачено 250 л двухкомпонентного тампонажного состава на основе смолы «АЙБЭТ». После этого при достижении давления 8,5 МПа (нулевая приемистость) произошло резкое повышение (рост) давления до предельно допустимого на эксплуатационную колонну, равного 11 МПа. Далее подкачивание прекратили и плавно снизили давление в стволе скважины до 3,4 МПа. Скважину закрыли и оставили на время ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава (24 часа). После истечения времени ожидания отверждения двухкомпонентного тампонажного состава на основе ацетоноформальдегидной смолы путем доспуска НКТ определили наличие и местоположение смоляного моста. Мост находился на глубине 202 м. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность под давлением 11 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.Example 3. In the interval 220-225 m was discovered leaks 146 mm production casing. Pressure drop from 11 to 4 MPa in 10 minutes. The maximum allowable pressure on the production casing is 11 MPa. The tubing was lowered into the production casing and the open end of the tubing was installed at a depth of 228 m. Repair and insulation work was carried out using a two-component grouting composition based on AYBET resin and a hardener in a volume of 0.6 m 3 with a density of 1180 kg / m 3 in a ratio of 4: 1 respectively. The well was filled with produced water taken from the chute capacity at the well, and after the process fluid exited from the annular space to the surface, circulation of produced water taken from the tanker with a temperature of 7 ° C and a density of 1121 kg / m 3 was achieved until the temperature and density in the tubing equalized and annular space behind tubing. A two-component grouting composition based on AYBET resin and hardener was prepared in a ratio of 4: 1. To do this, the KT 25.77.330.00 PS jet pump equipped with a spiral channel was calibrated to a 4: 1 ratio. After that, the second cementing unit was tied up with the wellhead and the tank, the first cementing unit was fed through the spiral pump equipped with a spiral channel through the jet pump, and AYBET resin and hardener were supplied in the ratio 4: 1, respectively, while the second cementing unit was continuously fed with the second cementing unit and the two-component pumped grouting composition in a volume of 0.6 m 3 with a density of 1180 kg / m 3 in the tubing with an open annular valve and pushed it with produced water with a temperature of 7 ° C and a density of 1121 kg / m 3 until the poles are balanced bones in the tubing and annular space behind the tubing. At the same time, the two-component grouting composition, moving down the tubing string, gave part of its heat to the pipes, and produced water with a temperature of 7 ° C and a density of 1121 kg / m 3 , located in the annular space behind the tubing, moved upward, cooled the tubing outside, thereby excluding the acceleration of structuring (curing) of a two-component grouting composition based on acetone-formaldehyde resin. The wellhead was opened to lift the tubing. At the same time, formation water in the volume of 0.05 m 3 emerged from the tubing. A hydraulic rotor was installed, the open end of the tubing was raised to a depth of 184 m, followed by a control cut-off of excess two-component grouting composition with produced water in a volume of 0.9 m 3 . Then, a two-component grouting composition was injected with a liquid flow rate of 2 l / s. At the same time, the pressure gradually increased from 0 to 9.9 MPa, i.e. to a pressure below 10% of the maximum allowable pressure on the production casing. The injection was stopped and, as the pressure decreased from 9.9 to 4 MPa in 10 minutes, the two-component grouting composition was pumped into the violation interval. Then, every 10 minutes, pumping was performed at a pressure of 4 to 9.9 MPa. Thus, within 2.5 hours, 250 L of a two-component grouting composition based on AYBET resin was pumped. After that, when the pressure reached 8.5 MPa (zero injectivity), there was a sharp increase (increase) in pressure to the maximum allowable for the production casing equal to 11 MPa. Then pumping was stopped and the pressure in the wellbore gradually decreased to 3.4 MPa. The well was closed and left while waiting for the curing of the two-component cement composition (24 hours). After the waiting time for the curing of the two-component grouting composition based on acetone-formaldehyde resin by means of the tubing, the presence and location of the resin bridge were determined. The bridge was at a depth of 202 m. It was drilled. When tested for tightness under a pressure of 11 MPa and a decrease in the level of swabbing, the production casing showed complete tightness.
Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн за счет сокращения времени на приготовление тампонажного состава, создания благоприятных условий доставки тампонажного состава и закачки его в интервал нарушения, а также обеспечить безопасное проведение ремонтно-изоляционных работ в любое время года, снизить влияние экзотермического эффекта, повысить точность контроля закачки запланированного объема тампонажного состава при открытии устья скважины и уменьшить разбавление при закачивании и ожидании отверждения состава.Using the proposed method allows to increase the efficiency of repair and insulation work when sealing production casing by reducing the time to prepare the grouting composition, creating favorable conditions for the delivery of grouting composition and pumping it into the violation interval, as well as to ensure the safe conduct of repair and insulation work at any time of the year, to reduce the influence of the exothermic effect, to increase the accuracy of the control of the injection of the planned volume of the cement composition when opening the mouth with bore holes and reduce dilution when pumping and waiting for the composition to cure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013111247/03A RU2520217C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Method of production string sealing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013111247/03A RU2520217C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Method of production string sealing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2520217C1 true RU2520217C1 (en) | 2014-06-20 |
Family
ID=51216961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013111247/03A RU2520217C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Method of production string sealing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2520217C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669650C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2715391C1 (en) * | 2018-09-25 | 2020-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПИТЦ Нефтеотдача" | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| SU823559A1 (en) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Method of isolating absorbing formations |
| RU2183724C2 (en) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of recovery of bottom-hole formation zone of gas well |
| RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
| RU2315171C1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation inside well |
| RU2315855C1 (en) * | 2006-07-03 | 2008-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method and device for thief formation isolation inside well |
-
2013
- 2013-03-12 RU RU2013111247/03A patent/RU2520217C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| SU823559A1 (en) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Method of isolating absorbing formations |
| RU2183724C2 (en) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of recovery of bottom-hole formation zone of gas well |
| RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
| RU2315171C1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation inside well |
| RU2315855C1 (en) * | 2006-07-03 | 2008-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method and device for thief formation isolation inside well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669650C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2715391C1 (en) * | 2018-09-25 | 2020-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПИТЦ Нефтеотдача" | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103321606B (en) | Water plugging shielding method for low-permeability fractured reservoir oil well | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| Jing et al. | Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoir | |
| CN102618228B (en) | Plugging agent for clastic rock oil reservoir horizontal well, preparation method and water plugging method | |
| CN104847287A (en) | Balanced pressure drilling pressure control device and method | |
| CN110396399A (en) | Plugging material and plugging method for large-leakage casing damage section of oil-water well | |
| CN101135237B (en) | Method for preparing down-hole gel valve and construction method thereof | |
| CN103674593A (en) | Device and method for simulating waterflood test in fracturing vertical shaft of low-permeability reservoir | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2520217C1 (en) | Method of production string sealing | |
| CN102434125A (en) | Two-fluid-process based plugging construction method for well drilling | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| CN103184044A (en) | Thermo-sensitive sand consolidation, channeling sealing and well completion integrated chemical system used for steam injection for thermal recovery | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| CN105569605A (en) | Method for improving chemical water plugging success rate of low-permeability fractured reservoir oil well | |
| CN115680584B (en) | Quick prediction method for well closing casing pressure of overflow medium for injecting water into adjacent well | |
| CN104481481B (en) | Viscosity reducing method by mixing chemicals in casing of thick oil well | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| CN103306637B (en) | Method for plugging by cementing of tailing packer filled with Mi stone | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2498047C1 (en) | Method for making-up grouting compound in well |