RU2530006C1 - Method of production string sealing - Google Patents
Method of production string sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2530006C1 RU2530006C1 RU2013130556/03A RU2013130556A RU2530006C1 RU 2530006 C1 RU2530006 C1 RU 2530006C1 RU 2013130556/03 A RU2013130556/03 A RU 2013130556/03A RU 2013130556 A RU2013130556 A RU 2013130556A RU 2530006 C1 RU2530006 C1 RU 2530006C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- annulus
- packer
- string
- mpa
- pipe
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for the production of repair and insulation work in the well, and is intended for sealing the production casing.
Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину (а. с. №661102, МПК E21B 33/13, опубл. 05.05.1979 г., бюл. №17). Согласно способу, спускают НКТ с открытом концом ниже интервала перфорации, после этого по НКТ закачивают серную кислоту, а по межтрубному пространству - углеводородную жидкость в соотношении с кислотой 1:1. После закачки расчетного объема углеводородной жидкости и кислоты ведут совместную продавку смеси в пласт.A known method of isolating the influx of water into an oil well (a. S. No. 661102, IPC E21B 33/13, publ. 05/05/1979, bull. No. 17). According to the method, the tubing with the open end is lowered below the perforation interval, after which sulfuric acid is pumped through the tubing, and hydrocarbon fluid in the ratio of 1: 1 acid is pumped through the annulus. After the calculated volume of hydrocarbon fluid and acid are pumped, the mixture is jointly pushed into the reservoir.
Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов смеси и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность смеси, приводящая к ухудшению качества получаемого тампонирующего материала и дополнительным затратам на приобретение компонентов смеси для получения ожидаемого результата. Создается повышенный риск в процессе смешения компонентов смеси: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Кроме того, трудно фиксировать момент, когда оба компонента дошли до открытого конца НКТ. Данный момент фиксируется только объемным методом, при этом сложно учесть объем жидкости, оставшейся в емкости, нагнетательной линии и насосе. Неточное его фиксирование может привести к размещению углеводородной жидкости выше или ниже серной кислоты в эксплуатационной колонне, что делает невозможным смешение всего объема серной кислоты с углеводородной жидкостью, и, как следствие, это ведет к отверждению тампонажной смеси не во всем объеме. При совместной закачке смеси в пласт второй компонент не только плохо перемешивается с первым, но и разбавляется продавочной жидкостью, что ведет к ухудшению качества изоляции. Таким образом, известный способ является малоэффективным.The disadvantages of this method are the poor mixing of the components of the mixture and the inability to accurately meter them in the required proportion when mixing, as a result, the heterogeneity of the mixture, leading to a deterioration in the quality of the plugging material and the additional cost of acquiring the components of the mixture to obtain the expected result. There is an increased risk in the process of mixing the components of the mixture: with a slight change in the ratio of components, a sharp change in the curing time occurs until instant curing. In addition, it is difficult to record the moment when both components reached the open end of the tubing. This moment is recorded only by the volumetric method, while it is difficult to take into account the volume of liquid remaining in the tank, discharge line and pump. Inaccurate fixation of it can lead to the placement of a hydrocarbon liquid above or below sulfuric acid in the production string, which makes it impossible to mix the entire volume of sulfuric acid with a hydrocarbon liquid, and, as a result, this does not cure the grouting mixture in the entire volume. When the mixture is injected into the formation together, the second component not only mixes poorly with the first, but is also diluted with squeezing liquid, which leads to a deterioration in the quality of insulation. Thus, the known method is ineffective.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции поглощающих пластов в нефтяную скважину (а.с. №823559, МПК E21B 33/138, опубл. 23.04.1981 г., бюл. №15), включающий спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.The closest in technical essence is the method of isolation of the absorbing layers in an oil well (AS No. 823559, IPC E21B 33/138, publ. 04/23/1981, bull. No. 15), which includes the descent into the well of a technological pipe string, sequential the injection of two components of the water-insulating composition, separated by plugs, through the pipe string with the lifting of the first component when leaving the pipe string through the annulus and their subsequent joint injection into the interval of production string disruption by the squeezing fluid through the pipe and annulus nstvam.
Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов водоизолирующего состава и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность состава, приводящая к ухудшению качества получаемого водоизолирующего состава и дополнительным затратам на проведение повторных работ. Кроме того, создается повышенный риск в процессе смешения компонентов водоизолирующего состава: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Таким образом, известный способ имеет малую эффективность ввиду невозможности равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава и точного дозирования компонентов в необходимой (выбранной) пропорции.The disadvantages of this method are the poor mixing of the components of the waterproofing composition and the impossibility of accurately dosing them in the required proportion when mixing, as a result, the heterogeneity of the composition, leading to a deterioration in the quality of the resulting waterproofing composition and additional costs for repeated work. In addition, there is an increased risk in the process of mixing the components of the waterproofing composition: with a slight change in the ratio of the components, a sharp change in the curing time occurs, up to instant curing. Thus, the known method has low efficiency due to the impossibility of uniform distribution, mixing of the components of the waterproofing composition and accurate dosing of the components in the required (selected) proportion.
Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of repair and insulation works when sealing the production casing due to the uniform distribution, mixing of the components of the water-insulating composition while ensuring the safe conduct of repair and insulation works.
Техническая задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентнов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.The technical problem is solved by the method of sealing the production string, including the descent into the well of the production string of pipes, the sequential injection of two components of a water-insulating composition through the pipe string, separated by plugs, with the lifting of the first component when leaving the pipe string through the annulus and their subsequent injection into the interval of production failure columns selling liquid in the pipe and annular spaces.
Новым является то, что технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством, причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа), при этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству.What is new is that the process pipe string is equipped with a packer on the outside prior to launching, and above the packer - with a housing connected to the pipe string and through a spring-loaded valve passing from the outside inwards - with the annulus, and after lifting the first component through the annulus, the annulus is isolated by the packer above the disturbance interval with a specific injection rate of 0.5 to 2.0 m 3 / (h · MPa), while with the joint injection of the components of the water-insulating composition, the first component is pumped from the annulus For mixing, it is dosed in the required proportion through the spring-loaded valve and the casing into the second component, pumped through the pipe space.
На чертеже представлен способ герметизации эксплуатационных колонн.The drawing shows a method of sealing production casing.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1 выявляют интервал нарушения 2 эксплуатационной колонны 1. После выявления интервала нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 устанавливают пакер-пробку (на чертеже не показан) ниже интервала нарушения 2. Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, например:Interval pressure testing of production casing 1 reveals the interval of violation 2 of production casing 1. After identifying the interval of violation 2 of production casing 1, install a packer plug (not shown) below the interval of violation 2. For the implementation of the method, two-component compositions consisting of a hardener and a main component can be used , eg:
- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м3 и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м3;- acetone-formaldehyde resin (TU 2228-006-48090685-2002) with a density of 1200 kg / m 3 and a 10% aqueous solution of caustic soda with a density of 1115 kg / m 3 ;
- смола полимерной композиции «БАРС» плотностью 1040-1070 кг/м3 и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1110 до 1130 кг/м3;- resin of the BARS polymer composition with a density of 1040-1070 kg / m 3 and a hardener according to TU 2221-081-26161597-2011 with a density of 1110 to 1130 kg / m 3 ;
- кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) плотностью 990-1010 кг/м3 и 6%-ная соляная кислота плотностью 1030 кг/м3 и т.д.- organosilicon product 119-296I (TU 2229-519-05763441-2009) with a density of 990-1010 kg / m 3 and 6% hydrochloric acid with a density of 1030 kg / m 3 , etc.
Заполняют скважину продавочной жидкостью плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, и после выхода продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, из затрубного пространства на поверхность закрывают затрубную задвижку. Определяют удельную приемистость интервала нарушения 2. Далее скважину оставляют в покое на 30 мин с целью контроля поглощения в скважине. По истечении этого времени открывают затрубную задвижку, из мерной емкости закачивают продавочную жидкость с выходом ее из затрубного пространства на поверхность скважины, в другую мерную емкость (на чертеже не показана). По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости определяют наличие поглощения. При удельной приемистости от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа) по таблице выбирают общий объем водоизолирующего состава, который устанавливается при проведении опытно-промысловых работ на скважинах.A well is filled with a squeezing fluid with a density equal to or greater than the density of the first component of the waterproofing composition, and after the squeezing fluid comes out with a density equal to or greater than the density of the first component of the waterproofing composition, the annular valve is closed from the annulus to the surface. Determine the specific injectivity of the disturbance interval 2. Next, the well is left alone for 30 minutes in order to control absorption in the well. After this time, the annular valve is opened, the squeezing fluid is pumped from the measured tank with its exit from the annular space to the surface of the well, into another measured tank (not shown in the drawing). The difference in the amount of pumped and pumped out fluid from the well determines the presence of absorption. With specific injectivity from 0.5 to 2.0 m 3 / (h · MPa), the total volume of the water-insulating composition is selected from the table, which is established during experimental field work in wells.
Если удельная приемистость более 2,0 м3/(ч·МПа), производят ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии, например закачкой ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста производят опрессовку интервала нарушения 2 (на чертеже не показан). В случае негерметичности эксплуатационной колонны 1 при удельной приемистости интервала нарушения от 0,5 до 2,0 м3/(ч·МПа) и отсутствии поглощения продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, производят ремонтно-изоляционные работы предложенным способом.If the specific throttle response is more than 2.0 m 3 / (h · MPa), repair and insulation work is carried out using well-known technology, for example, pumping GNP and cement mortar, leaving a cement bridge. After drilling the cement bridge, pressure testing of violation interval 2 is performed (not shown in the drawing). In the case of leaky production casing 1 with a specific injectivity of the violation interval from 0.5 to 2.0 m 3 / (h · MPa) and the absence of absorption of the squeezing liquid with a density equal to or greater than the density of the first component of the water-insulating composition, repair and insulation works are carried out by the proposed method .
Технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснащают пакером 4, а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 регулируют на полное открытие клапана 6 при давлении, равном или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины. Спускают технологическую колонну труб 3 с пакером 4 и корпусом 5, при этом на первой от низа трубе устанавливают кольцо 9. После спуска технологической колонны труб 3 производят установку первой разделительной пробки (на чертеже не показана), закачивают первый компонент 10 водоизолирующего состава и буфер из продавочной жидкости 11. Далее устанавливают вторую разделительную пробку 12 и закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава в предварительно подобранной пропорции. После установки третьей разделительной пробки 14 закачивают компоненты водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального, свидетельствующего о том, что первый компонент 10 и буфер из продавочной жидкости 11 находятся в нижней части колонны труб 3. При этом первая разделительная пробка перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и под действием избыточного давления 1,5-2,0 МПа разделительная пробка (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Далее продолжают закачивать продавочную жидкость 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, первый компонент 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимается в затрубное пространство 7. Далее продавочная жидкость 15 выходит на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 прекращают, закрывают трубную задвижку, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного 7. Благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне труб 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из затрубного пространства 7 в колонну труб 3 (в том случае, когда плотность первого компонента больше плотности второго), что позволяет исключить относительное смещение уровней первого компонента 10 и второго компонента 13, обеспечив их дальнейшие смешение во всем объеме. По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости 15 дополнительно определяют наличие поглощения. Лишь после этого пакером 4 изолируют затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2. Далее открывают трубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повышают давление - на 1,5-2,0 МПа выше давления приемистости интервала нарушения 2, вторая разделительная пробка 12 проходит через кольцо 9. Далее по трубному пространству 17 под давлением закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава. Одновременно плавно повышают давление в затрубном пространстве 7 до давления, равного или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины, при этом подпружиненный клапан 6 открывается, и первый компонент 10 водоизолирующего состава проходит через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором происходит перераспределение первого компонента 10 водоизолирующего состава по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приводящее к дроблению потока первого компонента 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением в необходимой пропорции в колонну труб 3 перпендикулярно потоку второго компонента 13, закачиваемого по трубному пространству 17. В результате при смешении в колонне труб 3 двух потоков компонентов водоизолирующего состава происходит интенсивное соударение частиц смешивающихся компонентов водоизолирующего состава, которое способствует более равномерному распределению и смешению компонентов водоизолирующего состава в колонне труб 3. После выхода первого компонента 10 из затрубного пространства 7 закачивание продавочной жидкости 15 прекращают. Клапан 6 под действием пружины 8 возвращается в исходное положение, герметизируя затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повышается давление - на 0,5-1,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17, при котором третья разделительная пробка 14 перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и при давлении на 1,5-2,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17 третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Полученный водоизолирующий состав продавливают в интервал нарушения 2 с оставлением моста, срывают пакер 4 и производят контрольную промывку скважины до чистой воды закачкой по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 в объеме не менее 1,5 объема технологической колонны труб 3. После контрольной промывки скважины производят полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Скважину оставляют на время структурирования водоизолирующего состава. Затем путем спуска технологической колонны труб определяют интервал размещения образовавшегося моста (на чертеже не показан) и разбуривают его. Далее производят испытания эксплуатационной колонны на герметичность под давлением и снижением уровня жидкости свабированием.The production string of pipes 3 is equipped with a packer 4 on the outside prior to launching, and above the packer 4, with a housing 5 connected to the string of pipes 3 and through a spring-loaded valve 6 passing from the outside inward to the annulus 7. The spring 8 is adjusted to fully open valve 6 at pressure equal to or more than the throttle response interval of the well 2 disturbance. The pipe casing 3 with the packer 4 and the casing 5 is lowered, while the ring 9 is installed on the first pipe from the bottom. After the pipe casing 3 is lowered, the first separation tube is installed (not shown in the drawing), the first component 10 of the water-insulating composition and the buffer from squeezing liquid 11. Next, a second separation plug 12 is installed and the second component 13 of the waterproofing composition is pumped in a pre-selected proportion. After installing the third separation plug 14, the components of the water-insulating composition are pumped with squeezing liquid 15 to increase the pressure by 0.5-1.0 MPa from the initial one, indicating that the first component 10 and the buffer from the squeezing liquid 11 are in the lower part of the pipe string 3. In this case, the first separation plug overlaps the opening of the ring 9. The pressure continues to increase, and under the action of an excess pressure of 1.5-2.0 MPa, the separation plug (not shown in the drawing) passes through the ring 9. Then continue pumping v squeezing liquid 15 with the measurement of the measuring container. In this case, the squeezing fluid 15, the first component 10 and part of the buffer from the squeezing fluid 11 rises through the open end 16 of the pipe string 3 into the annulus 7. Next, the squeezing fluid 15 enters the borehole surface into another measured tank with a measurement to increase the pressure by 0.5 -1.0 MPa from the original. Injection of the squeezing liquid 15 is stopped, the tube valve is closed, sealing the tube space 17 from the annular 7. Due to the hermetic closure of the tube space 17 in the pipe string 3, there is no free movement of liquids from the annular space 7 into the pipe string 3 (in the case when the density of the first component more than the density of the second), which eliminates the relative shift of the levels of the first component 10 and the second component 13, ensuring their further mixing in the entire volume. The difference in the amount of injected and exiting squeezing fluid 15 additionally determines the presence of absorption. Only after this, the annulus 7 is isolated by the packer 4 above the violation interval 2. Next, the pipe valve is opened and the pressure in the pipe string 3 gradually increases - by 1.5-2.0 MPa above the injection pressure of the violation interval 2, the second separation tube 12 passes through the ring 9. Next, the second component 13 of the water-insulating composition is pumped into the pipe space 17 under pressure. At the same time, the pressure in the annulus 7 is gradually increased to a pressure equal to or more than the injectivity of the interval of disturbance 2 of the well, while the spring-loaded valve 6 opens, and the first component 10 of the water-insulating composition passes through the hole 18 into the cavity 19 of the housing 5, in which the first component 10 is redistributed water-insulating composition along the perforations 20 of the pipe string 3, leading to crushing the flow of the first component 10 into thin jets and its further dosed flow under pressure in the required proportion, into the pipe string 3 perpendicular to the flow of the second component 13 pumped through the pipe space 17. As a result, when two pipes of the components of the waterproofing composition are mixed in the pipe string 3, the particles of the mixing components of the waterproofing composition intensively collide, which contributes to a more uniform distribution and mixing of the components of the waterproofing composition in the pipe string 3. After the first component 10 exits the annulus 7, the pumping fluid is pumped 15 prec aschayut. The valve 6 under the action of the spring 8 returns to its original position, sealing the annular space 7 from the pipe space 17. At the same time, the pressure increases - by 0.5-1.0 MPa higher than the injection pressure in the pipe space 17, at which the third separation tube 14 blocks the ring opening 9. The pressure continues to increase, and at a pressure of 1.5-2.0 MPa higher than the injection pressure in the pipe space 17, the third separation plug 14 (not shown in the drawing) passes through the ring 9. I squeeze the resulting waterproofing composition in the interval of violation 2, leaving the bridge, the packer 4 is torn off and a control flushing of the well is carried out to clean water by pumping through the annulus 7 of the displacement fluid 15 in a volume of at least 1.5 times the volume of the pipe string 3. After the control washing of the well, the pipe pipe string is fully lifted 3 with a packer 4 and a housing 5. The well is left for the time of structuring of the waterproofing composition. Then, by lowering the process pipe string, the placement interval of the formed bridge (not shown) is determined and drilled. Next, test the production casing for tightness under pressure and a decrease in liquid level by swabbing.
Примеры промышленного использования предлагаемого способа в скважине.Examples of industrial use of the proposed method in the well.
Пример 1. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1390 м и интервалом перфорации 1340-1330 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1260-1261 м. На глубине 1270 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например ацетоноформальдегидную смолу (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м3 и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м3. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 289 м3/сут при давлении 6,0 МПа, удельная приемистость - 2,0 м3/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 0,1 м3 с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,1 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 2,0 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 4 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-168 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равном приемистости интервала нарушения, т.е. на 6,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1230 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,57 м3 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 3,43 м3 ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13. Пропорция ацетонформальдегидной смолы 13 и 10%-ного водного раствора едкого натра 10 составила 6:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 до повышения давления на 1,0 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,57 м3 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 2,0 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1115 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3 прекратили. Закачали 0,647 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1230 м. Далее в колонне труб 3 плавно повысили давление до 8,0 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13 по трубному пространству 17 под давлением 6,0-7,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 6,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 10%-ного водного раствора едкого натра 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 10%-ного водного раствора едкого натра 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 6,0-7,0 МПа в необходимой пропорции (6:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема 10%-ного водного раствора едкого натра 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 7,0 до 8,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,0 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 8,0-9,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 0,2 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м3 в объеме 5,6 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.Example 1. The work was carried out in an oil well with production casing 1 with a nominal diameter of 168 mm according to GOST 632-80, a current face of 1390 m and a perforation interval of 1340-1330 m of the reservoir (not shown). Interval pressure testing revealed an interval of violation 2 at a depth of 1260-1261 m. At a depth of 1270 m, a STA packer plug was installed. To implement the method, a two-component composition was used, for example, acetone-formaldehyde resin (TU 2228-006-48090685-2002) with a density of 1200 kg / m 3 and a 10% aqueous solution of caustic soda with a density of 1115 kg / m 3 . The well was filled with a squeezing fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 and after the squeezing fluid 15 exited the annulus 7 to the surface, the annular valve was closed. The injectivity of violation interval 2 was determined by pumping 6 m 3 of squeezing liquid 15, the injectivity was 289 m 3 / day at a pressure of 6.0 MPa, the specific injectivity was 2.0 m 3 / (h · MPa). Further, the well was left alone for 30 minutes. After this time, an annular valve was opened, squeezing fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 in a volume of 0.1 m 3 was pumped from the measured tank with its exit from the annulus 7 to the surface of the well into another measured tank. The volume of the squeezing fluid 15 at the outlet of the annulus 7 was 0.1 m 3 , i.e. absorption was absent. With a specific injectivity of the violation interval of 2.0 m 3 / (h · MPa), the total volume of the water-insulating composition, which amounted to 4 m 3 , was selected according to the table. When implementing the method, the technological string of pipes 3 outside was equipped with a slider packer 4 of the ПШ-168 type (developed by AzINMASH, design office), and above the packer 4, with a casing 5, connected to the pipe string 3 and through a spring-loaded valve 6, passing from the outside inwards, with the annulus 7. The spring 8 was adjusted to fully open the valve 6 with an increase in pressure equal to the throttle response interval, i.e. 6.0 MPa. The technological column of pipes 3 with a nominal diameter of 73 mm was run with packer 4 and body 5 to a depth of 1230 m. At the same time, ring 9 with an inner diameter of 55 mm was installed on the first pipe from the bottom. After the descent of the technological string of pipes 3 with a packer 4 and the housing 5 in the pipe string 3 installed the first separation tube (not shown). Injected 0.57 m 3 of a 10% aqueous solution of caustic soda 10 with a density of 1115 kg / m 3 and 0.1 m 3 of buffer from the squeezing liquid 11 with a density of 1115 kg / m 3 . Then the second separation plug 12 was installed, 3.43 m 3 of acetone-formaldehyde resin ATsF-75 was pumped 13. The proportion of acetone-formaldehyde resin 13 and 10% aqueous solution of caustic soda 10 was 6: 1. After installing the third separation plug 14, the components of the water-insulating composition were pumped with a squeezing liquid 15 with a density of 1115 kg / m 3 to increase the pressure by 1.0 MPa from the initial one, which indicated that 0.57 m 3 of a 10% aqueous solution of sodium hydroxide 10 with a density of 1115 kg / m 3 and 0.1 m 3 of buffer from the squeezing liquid 11 with a density of 1115 kg / m 3 are located in the lower part of the pipe string 3. The pressure continues to increase, and under the influence of an excess pressure of 2.0 MPa, the first separation plug passed through ring 9. After that continued to pump squeezing liquid 15 with measurement from a measuring tank. The squeezing fluid 15, 10% aqueous solution of caustic soda 10 and part of the buffer from the squeezing fluid 11 through the open end 16 of the pipe string 3 rose into the annulus 7. Then the squeezing fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 came to the surface of the well in another measuring tank with measurement at a pressure increase of 1.0 MPa from the original. The injection of a squeezing liquid 15 with a density of 1115 kg / m 3 was stopped. We pumped 0.647 m 3 of squeezing fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 , at the exit from the annulus 7 we received the same volume of squeezing fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 . Only after this, the annulus 7 was isolated by the packer 4 above the interval of violation 2 by 30 m, i.e. at a depth of 1230 m. Next, in the pipe string 3, the pressure was gradually increased to 8.0 MPa, the second separation plug 12 passed through ring 9. Then, the acetone-formaldehyde resin ACF-75 13 was pumped through the pipe space 17 under a pressure of 6.0-7.0 MPa At the same time, the pressure in the annulus gradually increased to 6.0 MPa. At the same time, the spring-loaded valve 6 opened, a 10% aqueous solution of caustic soda 10 passed through a hole 18 into the cavity 19 of the housing 5, in which a redistribution of a 10% aqueous solution of caustic soda 10 over the perforation holes 20 of the pipe string 3 occurred, leading to crushing the flow of a 10% aqueous solution of caustic soda 10 into thin jets and its further dosed flow under pressure of 6.0-7.0 MPa in the required proportion (6: 1) into the pipe string 3 perpendicular to the flow of acetone-formaldehyde resin ACF-75 13, pumped the pipe space 17. After the entire volume of a 10% aqueous solution of caustic soda 10 was released from the annulus 7, the pumping was stopped and the spring-loaded valve 6 returned to its original position by the action of the spring 8, sealing the annulus 7 from the tube space 17. At the same time, the injection pressure increased from 7.0 up to 8.0 MPa in the pipe space 17, and the third separation plug 14 blocked the opening of the ring 9. The pressure continued to increase, and under the influence of overpressure 9.0 MPa the third separation plug 14 (not shown in the drawing cauldron) passed through the ring 9. Then, the resulting water shutoff composition pressed through pressure 8.0-9.0 MPa violation interval 2 squeezing fluid 15 density 1115 kg / m 3 in volume of 0.2 m 3 (i.e. leaving the bridge). The packer 4 was pulled off and a control washing of the well was carried out by pumping through the annulus 7 of the displacement fluid 15 with a density of 1115 kg / m 3 in a volume of 5.6 m 3 . The pipe casing 3 with the packer 4 and the casing 5 was completely raised. A well was left to structure the water-insulating composition for 24 hours. After this, by lowering the pipe casing, we determined the placement interval of the hardened resin bridge (not shown in the drawing) and drilled it. When tested for tightness under a pressure of 10.0 MPa and lowering the liquid level by swabbing, production casing 1 showed complete tightness.
Пример 2. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1200 м и интервалом перфорации 1150-1160 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1020-1020,5 м. На глубине 1030 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например смолу полимерной композиции «БАРС» плотностью 1070 кг/м3 и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1130 кг/м3. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м3 и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 110 м3/сут при давлении 9,0 МПа, удельная приемистость - 0,5 м3/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости (на чертеже не показана) закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 0,2 м3, с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,2 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 0,5 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 1 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равным приемистости интервала нарушения, т.е. на 9,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 990 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонну труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,33 м3 отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 0,67 м3 смолы «БАРС» 13. Пропорция смолы «БАРС» 13 и отвердителя к смоле «БАРС» 10 составила 2:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 до повышения давления на 0,5 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м3 отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,5 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, отвердитель к смоле «БАРС» 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1130 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 0,5 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м3 продавочной жидкости плотностью 1130 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубину 990 м. Далее открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 10,5 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку смолы «БАРС» 10 по трубному пространству 17 под давлением 9,0-10,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 9,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, отвердитель к смоле «БАРС» 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение отвердителя к смоле «БАРС» 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока отвердителя к смоле «БАРС» 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 9,0-10,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку смолы «БАРС» 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема отвердителя к смоле «БАРС» 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 10,0 до 11,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 11,5 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 11,0-12,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 0,15 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м3 в объеме 4,5 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 13,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.Example 2. The work was carried out in an oil well with production casing 1 with a nominal diameter of 146 mm according to GOST 632-80, a current face of 1200 m and a perforation interval of 1150-1160 m of the reservoir (not shown). Interval pressure testing revealed a violation interval 2 at a depth of 1020-1020.5 m. At a depth of 1030 m, a STA packer plug was installed. To implement the method, a two-component composition was used, for example, a resin of the BARS polymer composition with a density of 1070 kg / m 3 and a hardener according to TU 2221-081-26161597-2011 with a density of 1130 kg / m 3 . The well was filled with a squeezing fluid 15 with a density of 1130 kg / m 3 and after the squeezing fluid 15 exited the annulus 7 to the surface, the annular valve was closed. The injectivity of violation interval 2 was determined by pumping 6 m 3 of squeezing liquid 15, the injectivity was 110 m 3 / day at a pressure of 9.0 MPa, the specific injectivity was 0.5 m 3 / (h · MPa). Further, the well was left alone for 30 minutes. After this time, an annular valve was opened, squeezing liquid 15 with a density of 1130 kg / m 3 in a volume of 0.2 m 3 was pumped from a measured tank (not shown in the drawing), with its exit from the annular space 7 to the surface of the well into another measured tank. The volume of the squeezing fluid 15 at the outlet of the annulus 7 was 0.2 m 3 , i.e. absorption was absent. With a specific injectivity of the violation interval of 0.5 m 3 / (h · MPa), the total volume of the water-insulating composition, which amounted to 1 m 3 , was selected according to the table. When implementing the method, the technological string of pipes 3 outside was equipped with a slider packer 4 of the ПШ-146 type (developed by AzINMASH, design office), and above the packer 4, with a casing 5 connected to the pipe string 3 and through a spring-loaded valve 6 passing through the outside, with the annulus 7. The spring 8 was adjusted to fully open the valve 6 with an increase in pressure equal to the throttle response interval, i.e. by 9.0 MPa. The technological column of pipes 3 with a diameter of 73 mm with packer 4 and body 5 was lowered to a depth of 990 m. At the same time, ring 9 with an inner diameter of 55 mm was installed on the first pipe from the bottom. After the descent of the process pipe string 3 with a packer 4 and a housing 5, a first separation plug (not shown) is installed in the pipe string 3. Injected 0.33 m 3 hardener to the resin "BARS" 10 with a density of 1130 kg / m 3 and 0.1 m 3 of buffer squeezing liquid 11 with a density of 1130 kg / m 3 . Then a second separation plug 12 was installed, 0.67 m 3 of BARS resin 13 was pumped. The proportion of BARS 13 resin and hardener to BARS 10 resin was 2: 1. After installing the third separation plug 14, the components of the water-insulating composition of the squeezing liquid 15 were injected with a density of 1130 kg / m 3 to increase the pressure by 0.5 MPa from the initial one, which indicated that 0.33 m 3 of hardener to BARS 10 density 1130 kg / m 3 and 0.1 m 3 buffers of displacement fluid 11 with a density of 1130 kg / m 3 are located in the lower part of the pipe string 3. The pressure continues to increase, and under the influence of an excess pressure of 1.5 MPa, the first separation plug passed through ring 9 . After that continued pump with squeezing liquid 15 with measurement from a measuring tank. In this case, the squeezing fluid 15, the hardener to the BARS resin 10 and part of the buffer from the squeezing fluid 11 through the open end 16 of the pipe string 3 rose into the annulus 7. Then the squeezing fluid 15 with a density of 1130 kg / m 3 came to the surface of the well in another capacity with measurement at a pressure increase of 0.5 MPa from the original. Injection of the squeezing liquid 15 with a density of 1130 kg / m 3 was stopped, the annular valve was closed, sealing the annulus 7 from the pipe 17. 0.43 m 3 of the squeezing liquid with a density of 1130 kg / m 3 were pumped, at the outlet of the annular space 7 they received the same volume of the squeezing liquids 15 with a density of 1130 kg / m 3 . Only after this, the annulus 7 was isolated by the packer 4 above the interval of violation 2 by 30 m, i.e. to a depth of 990 m. Next, the annular valve was opened and the pressure in the pipe string 3 gradually increased to 10.5 MPa, the second separation plug 12 passed through ring 9. Then, the BARS 10 resin was injected into the pipe space 17 under a pressure of 9.0- 10.0 MPa. At the same time, the pressure in the annulus gradually increased to 9.0 MPa. In this case, the spring-loaded valve 6 was opened, the hardener to the BARS 10 resin passed through the hole 18 into the cavity 19 of the housing 5, in which the hardener was redistributed to the BARS 10 resin along the perforations 20 of the pipe string 3, which led to the crushing of the hardener flow to the resin "BARS" 10 for thin jets and its further dosed flow under pressure of 9.0-10.0 MPa in the required proportion (2: 1) to the pipe string 3 perpendicular to the resin flow "BARS" 13, pumped through the pipe space 17. After exit the total volume of hardener to resin "B ARS 10 from the annulus 7, the injection was stopped, and the spring-loaded valve 6, under the action of the spring 8, returned to its original position, sealing the annulus 7 from the tube space 17. At the same time, the injection pressure increased from 10.0 to 11.0 MPa in the tube space 17, and the third separation plug 14 blocked the opening of the ring 9. The pressure continued to increase, and under the influence of an overpressure of 11.5 MPa, the third separation plug 14 (not shown in the drawing) passed through the ring 9. Then, the resulting disinfectants uyuschy composition pressed through pressure 11.0-12.0 MPa violation interval 2 squeezing fluid 15 density 1130 kg / m 3 in volume of 0.15 m 3 (i.e. leaving the bridge). The packer 4 was pulled off and a control washing of the well was carried out by pumping through the annulus 7 of the displacement fluid 15 with a density of 1130 kg / m 3 in a volume of 4.5 m 3 . The pipe casing 3 with the packer 4 and the casing 5 was completely raised. A well was left to structure the water-insulating composition for 24 hours. After this, by lowering the pipe casing, we determined the placement interval of the hardened resin bridge (not shown in the drawing) and drilled it. When tested for tightness under a pressure of 13.0 MPa and a decrease in the liquid level by swabbing, production casing 1 showed complete tightness.
Пример 3. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1600 м и интервалом перфорации 1560-1563 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1310-1310,3 м. На глубине 1320 м установили пакер-пробку марки СТА. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15, приемистость составила 585 м3/сут при давлении 5,0 МПа, удельная приемистость - 4,9 м3/(ч·МПа). Произвели ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии закачки ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста (на чертеже не показан) заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3, приемистость составила 168 м3/сут при давлении 7,0 МПа, удельная приемистость - 1 м3/(ч·МПа). Для осуществления способа применяли такой двухкомпонентный состав, в котором плотность (1040 кг/м3) продавочной жидкости 15 больше плотности отвердителя 10 (1030 кг/м3), например кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) 13 плотностью 1000 кг/м3 и 6%-ная соляная кислота 10 плотностью 1030 кг/м3. Затем скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 0,15 м3 с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,15 м3, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 1 м3/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 2 м3. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления больше приемистости интервала нарушения, т.е. на 7,2 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1280 м. При этом на первой от низа трубе устанавили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на четеже не показана). Закачали 0,33 м3 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м3. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 1,67 м3 кремнийорганического продукта 119-296И 13. Пропорция кремнийорганического продукта 13 и 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 составляла 5:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 до повышения давления 0,8 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м3 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м3 и 0,1 м3 буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м3 находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,8 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 6%-ная соляная кислота 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимался в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1050 кг/м3 вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до получения повышения давления на 0,8 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1050 кг/м3 прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м3 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1280 м. Затем открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 7,8 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку кремнийорганического продукта 119-296И 13 по трубному пространству 17, под давлением 7,0-8,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 7,2 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 6%-ная соляная кислота 10 прошла через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 6%-ной соляной кислоты 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 6%-ной соляной кислоты 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 7,0-8,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку кремнийорганического продукта 119-296И 13, закачанного по трубному пространству 17. После выхода всего объема 6%-ной соляной кислоты 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 8,0 до 9,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,8 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 9,0-10,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 0,2 м3 (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м3 в объеме 5,8 м3. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 11,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.Example 3. The work was carried out in an oil well with production casing 1 with a nominal diameter of 146 mm according to GOST 632-80, a current face of 1600 m and a perforation interval of 1560-1563 m of the reservoir (not shown). Interval pressure testing revealed an interval of violation 2 at a depth of 1310-1310.3 m. At a depth of 1320 m, a STA brand packer plug was installed. The well was filled with a squeezing fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 , after the squeezing fluid 15 exited the annulus 7 to the surface, the annular valve was closed. The injectivity of violation interval 2 was determined by pumping 6 m 3 of squeezing liquid 15, the injectivity was 585 m 3 / day at a pressure of 5.0 MPa, the specific injectivity was 4.9 m 3 / (h · MPa). Insulation and repair work was carried out using the well-known technology for pumping GNP and cement mortar, leaving a cement bridge. After drilling a cement bridge (not shown in the drawing), the well was filled with a squeezing fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 , after the squeezing fluid 15 exited the annulus 7 to the surface, the annular shutter was closed. The injectivity of violation interval 2 was determined by pumping 6 m 3 of squeezing liquid 15 with a density of 1040 kg / m 3 , the injectivity was 168 m 3 / day at a pressure of 7.0 MPa, the specific injectivity was 1 m 3 / (h · MPa). To implement the method, a two-component composition was used in which the density (1040 kg / m 3 ) of the squeezing liquid 15 is higher than the density of the hardener 10 (1030 kg / m 3 ), for example, organosilicon product 119-296I (TU 2229-519-05763441-2009) 13 with a density of 1000 kg / m 3 and 6% hydrochloric acid 10 with a density of 1030 kg / m 3 . Then the well was left alone for 30 minutes. After this time, an annular valve was opened, squeezing fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 in a volume of 0.15 m 3 was pumped from the measured tank with its exit from the annulus 7 to the surface of the well into another measured tank. The volume of the squeezing fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 at the outlet of the annulus 7 was 0.15 m 3 , i.e. absorption was absent. With a specific injectivity of the violation interval of 1 m 3 / (h · MPa), the total volume of the water-insulating composition, which amounted to 2 m 3 , was selected according to the table. When implementing the method, the technological string of pipes 3 outside was equipped with a slider packer 4 of the ПШ-146 type (developed by AzINMASH, design office), and above the packer 4, with a casing 5 connected to the pipe string 3 and through a spring-loaded valve 6 passing through the outside, with the annulus 7. The spring 8 was adjusted to fully open the valve 6 with increasing pressure greater than the throttle response interval, i.e. 7.2 MPa. The technological string of pipes 3 with a conditional diameter of 73 mm with packer 4 and body 5 was lowered to a depth of 1280 m. At the same time, ring 9 with an inner diameter of 55 mm was installed on the first pipe from the bottom. After the descent of the technological string of pipes 3 with a packer 4 and the housing 5 in the string of pipes 3 installed the first separation tube (not shown on Thursday). Injected 0.33 m 3 of 6% hydrochloric acid 10 with a density of 1030 kg / m 3 and 0.1 m 3 of buffer from the squeezing liquid 11 with a density of 1040 kg / m 3 . Then a second separation plug 12 was installed, 1.67 m 3 of organosilicon product 119-296I 13 was pumped. The proportion of organosilicon product 13 and 6% hydrochloric acid 10 with a density of 1030 kg / m 3 was 5: 1. After the installation of the third separation plug 14, the components of the water-insulating composition were pumped with a squeezing liquid 15 with a density of 1040 kg / m 3 to increase the pressure of 0.8 MPa from the initial one, which indicated that 0.33 m 3 of 6% hydrochloric acid 10 with a density of 1030 kg / m 3 and 0.1 m 3 of buffer from the squeezing liquid 11 with a density of 1040 kg / m 3 are located in the lower part of the pipe string 3. The pressure continues to increase, and under the influence of an excess pressure of 1.8 MPa, the first separation plug passed through ring 9. After that, downloads continued Use a squeezing liquid 15 with a density of 1040 kg / m 3 measured from a measuring tank. In this case, the squeezing fluid 15, 6% hydrochloric acid 10 and part of the buffer from the squeezing fluid 11 through the open end 16 of the pipe string 3 rose into the annulus 7. Then the squeezing fluid 15 with a density of 1050 kg / m 3 came to the surface of the well in another dimensional capacity with measurement until a pressure increase of 0.8 MPa from the original. The injection of the squeezing fluid 15 with a density of 1050 kg / m 3 was stopped, the annular valve was closed, sealing the annulus 7 from the pipe 17. 0.43 m 3 of the squeezing fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 were pumped, the same volume was obtained at the exit from the annulus 7 squeezing liquid 15. Only after this, the annulus 7 was isolated by the packer 4 above the interval of violation 2 by 30 m, i.e. at a depth of 1280 m. Then the annular valve was opened and in the pipe string 3 the pressure was gradually increased to 7.8 MPa, the second separation plug 12 passed through the ring 9. Then the organosilicon product was injected 119-296I 13 through the pipe space 17, under pressure 7, 0-8.0 MPa. At the same time, the pressure in the annulus gradually increased to 7.2 MPa. At the same time, the spring-loaded valve 6 opened, 6% hydrochloric acid 10 passed through the hole 18 into the cavity 19 of the housing 5, in which there was a redistribution of 6% hydrochloric acid 10 along the perforation holes 20 of the pipe string 3, resulting in a 6% hydrochloric acid 10 into thin jets and its further dosed injection under pressure of 7.0-8.0 MPa in the required proportion (2: 1) into the pipe string 3 perpendicular to the flow of organosilicon product 119-296I 13, pumped through the pipe space 17. After the output of the entire volume of 6% hydrochloric the holes 10 from the annulus 7, the pumping stopped, and the spring-loaded valve 6, under the action of the spring 8, returned to its original position, sealing the annulus 7 from the pipe 17. At the same time, the pumping pressure increased from 8.0 to 9.0 MPa in the pipe 17 and the third the separation plug 14 blocked the opening of the ring 9. The pressure continued to increase, and under the influence of an excess pressure of 9.8 MPa, the third separation plug 14 (not shown in the drawing) passed through the ring 9. Then, the obtained waterproofing composition pressed through pressure 9.0-10.0 MPa violation interval 2 squeezing fluid 15 density 1040 kg / m 3 in volume of 0.2 m 3 (i.e. leaving the bridge). The packer 4 was pulled off and a control flushing of the well was performed by pumping through the annulus 7 of a displacement fluid 15 with a density of 1040 kg / m 3 in a volume of 5.8 m 3 . The pipe casing 3 with the packer 4 and the casing 5 was completely raised. A well was left to structure the water-insulating composition for 24 hours. After this, by lowering the pipe casing, we determined the placement interval of the hardened resin bridge (not shown in the drawing) and drilled it. When tested for tightness under a pressure of 11.0 MPa and a decrease in the liquid level by swabbing, production casing 1 showed complete tightness.
Таким образом, использование предложенного способа позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.Thus, the use of the proposed method can improve the efficiency of repair and insulation work when sealing the production casing due to the uniform distribution, mixing of the components of the waterproofing composition while ensuring the safe conduct of repair and insulation works.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130556/03A RU2530006C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of production string sealing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130556/03A RU2530006C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of production string sealing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2530006C1 true RU2530006C1 (en) | 2014-10-10 |
Family
ID=53381516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013130556/03A RU2530006C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of production string sealing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2530006C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU661102A1 (en) * | 1974-02-15 | 1979-05-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water flow to oil well |
| SU823559A1 (en) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Method of isolating absorbing formations |
| US4856592A (en) * | 1986-12-18 | 1989-08-15 | Plexus Ocean Systems Limited | Annulus cementing and washout systems for wells |
| SU1618870A1 (en) * | 1988-04-19 | 1991-01-07 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of cementing wells |
| RU2057905C1 (en) * | 1993-10-26 | 1996-04-10 | Научно-производственное предприятие "Уфабурнефть" | Method of borehole fixing and gear for its implementation |
| RU2127807C1 (en) * | 1998-04-09 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Стройтрансгаз" | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2434120C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for well stabilisation |
-
2013
- 2013-07-02 RU RU2013130556/03A patent/RU2530006C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU661102A1 (en) * | 1974-02-15 | 1979-05-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water flow to oil well |
| SU823559A1 (en) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Method of isolating absorbing formations |
| US4856592A (en) * | 1986-12-18 | 1989-08-15 | Plexus Ocean Systems Limited | Annulus cementing and washout systems for wells |
| SU1618870A1 (en) * | 1988-04-19 | 1991-01-07 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of cementing wells |
| RU2057905C1 (en) * | 1993-10-26 | 1996-04-10 | Научно-производственное предприятие "Уфабурнефть" | Method of borehole fixing and gear for its implementation |
| RU2127807C1 (en) * | 1998-04-09 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Стройтрансгаз" | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2434120C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for well stabilisation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107722954B (en) | Plugging agent for fractured leakage of drilling well, plugging slurry and plugging construction method | |
| CN104847287A (en) | Balanced pressure drilling pressure control device and method | |
| CN101775977B (en) | Dual-tube injection well safety production string | |
| CN101638979A (en) | Technology for water shutoff, leaking stoppage and secondary well cementation of oil-water wells | |
| CN109403914B (en) | Water column grout stopping double-liquid grouting method in mine underground ultra-deep borehole | |
| RU2547863C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2498045C1 (en) | Well repair method | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2530006C1 (en) | Method of production string sealing | |
| CN104121000A (en) | Low-permeability fractured reservoir cased hole completion horizontal well water plugging method | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| CN105735937A (en) | Plugging device for water-inrush borehole by filtration flow and pressure relief of hole wall and grouting and fixing of in-hole bushing | |
| RU2518620C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows | |
| CN110685677A (en) | Water control simulation experiment device and experiment method for horizontal well of heterogeneous oil reservoir | |
| RU2644360C1 (en) | Installation method of cement bridge in well | |
| RU2520217C1 (en) | Method of production string sealing | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2498047C1 (en) | Method for making-up grouting compound in well | |
| RU2007118892A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| RU2423599C2 (en) | Procedure for repair operations in well | |
| RU2367773C1 (en) | Well cementing device | |
| RU2494226C1 (en) | Mixing device of reagents of two-component composition in well | |
| RU2330933C1 (en) | Method of producing formation insulation during cementation of casing pipe |