RU2570178C1 - Method of production string sealing - Google Patents

Method of production string sealing Download PDF

Info

Publication number
RU2570178C1
RU2570178C1 RU2014141272/03A RU2014141272A RU2570178C1 RU 2570178 C1 RU2570178 C1 RU 2570178C1 RU 2014141272/03 A RU2014141272/03 A RU 2014141272/03A RU 2014141272 A RU2014141272 A RU 2014141272A RU 2570178 C1 RU2570178 C1 RU 2570178C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
production string
interval
well
production
string
Prior art date
Application number
RU2014141272/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильгизар Хасимович Махмутов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Айдар Ульфатович Мансуров
Раис Нафисович Уразгильдин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2014141272/03A priority Critical patent/RU2570178C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2570178C1 publication Critical patent/RU2570178C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention refers to oil and gas industry, in particular, to methods of production string sealing. The method of production string sealing includes performance of geophysical survey in the well in order to determine leakage interval in the production string, running in of top and bottom packers to the production string, which are interconnected by a tube at setting tool, setting of top and bottom packers in the well above and below the leakage interval, removal of the setting tool from the well. Upon determination of the leakage interval in the production string above and below of the leakage interval by geophysical survey the top and bottom intervals for production string cutting and length of each interval are defined, from the well mouth to the production string a drill stem complete with bottomhole hydraulic engine and cutter at the end is run in to the well, cutting of the production string is made top-bottom at first in the top cutting interval, then in the bottom cutting interval, the drill stem with bottomhole hydraulic engine and cutter is retrieved to the well mouth, the drill stem with expanding reamer at the end is run in again to the production string, the drill stem is rotated from the well mouth and top-down cleanout of the well is performed from remains of broken cement stone at first in the top cutting interval, then in the bottom cutting interval, thereafter the drill stem with expanding reamer is retrieved from the production string, and the following assembly is assembled bottom-up at the well mouth: mechanical anchor, the lower water swellable packer with length equal to length of the bottom cutting interval in the production string, a pipe equal to distance between the cutting intervals, the upper water swellable packer with length equal to length of the top cutting interval in the production string, centring skid, the left cross-over shoe; then the assembly is run in at the setting tool to the production string so that the upper and lower water swellable packers are placed opposite the to and bottom cutting intervals in the production string, mechanical anchor is dropped and the assembly is unloaded to mechanical anchor, whereupon the setting tool is rotated and disconnected from assembly, the setting tool is retrieved from the production string, at that the assembly remains in the present interval of the production string, process is withhold for the period of the upper and lower packers swelling in the well.EFFECT: increased reliability and efficiency of the production string sealing, reaching minimum reduction in flow passage of the production string with performance of process operations at the well repair and formation surveying when required.4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.

Известен способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.A known method of sealing the production casing and shutting down the formations (patent RU No. 2215122, IPC ЕВВ 33/122, published in bulletin No. 30 of 10.27.2003), including the installation of two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them between each other with a pipe, at the same time, a lower packer with a polished sleeve is installed in the well below the sealing interval, but above the reservoir, and then a second packer is lowered with a pipe attached to it, at the end of which a plunger is installed, insert the plunger into the lower packer bushing and zhayut upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, the ends of which are plungers, the lower packer set above the reservoir.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны;- secondly, the impossibility of determining the tightness of the upper packer during the work on sealing the production casing, which reduces the quality and increases the time it takes to seal the production casing;

- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.- thirdly, in case of an unpressurized landing of the upper packer, additional technical means are required to extract the two-packer arrangement.

Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2507376, МПК Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014 г.), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента, причем перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность.Also known is a method of sealing a production casing (patent RU No. 2507376, IPC ЕВВ 33/124, published February 20, 2014), which includes conducting geophysical surveys in the well to determine the leakage interval of the production casing, lowering into the production casing of the well two packers connected between by a pipe, on the landing tool, their landing in the production string above and below the disturbance, followed by removal of the landing tool, and before the sealing of the production string temporarily block the formation after the tightness of the lower packer is checked by gel, then the following assembly is assembled from the bottom to the bottom of the well: the lower packer, the pipe, the length of which is longer than the length of the violation intervals, the upper packer, the left sub, the isolation valve, release the assembly on the landing tool in the sealing interval of the production string , then packers are simultaneously planted, after which the tightness of the lower and upper packers is checked for tightness by lowering the liquid level in the exp swab on the landing tool, and first check the tightness of the lower packer and then the upper packer, when both packers are sealed, rotate the landing tool clockwise from the wellhead, turning the landing tool with the separation valve from the left sub, remove the landing tool with the separation with a valve from the production string to the surface, when at least one of the packers is not sealed, the packers are torn off and the entire assembly is removed a revision, then repeat the operations of temporary blocking layer, descent, and landing packers checking for leaks.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды, кроме того, саморазрушающийся гель в пласте способствует снижению коллекторских свойств пласта;- firstly, the low reliability of the sealing of the production string, due to the fact that the packer is seated directly in the production string of the well, which allows you to cut off the intervals of violations of the production string from the inside, but does not eliminate the source of the violations in the production string - annular flow of formation water, except Moreover, a self-destructing gel in the formation reduces the reservoir properties of the formation;

- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с низкой продолжительностью эффекта ввиду того, что заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);- secondly, the low efficiency of sealing the production casing, associated with a low duration of the effect due to the fact that the annular flow of liquid behind the production casing initiate a violation of the production casing in another interval (above or below the sealed section of the production casing);

- в-третьих, сужение проходного сечения эксплуатационной колонны в интервале герметизации, обусловленное тем, что проходное сечение пакеров составляет 55-65 мм;- thirdly, the narrowing of the cross section of the production casing in the sealing interval, due to the fact that the cross section of the packers is 55-65 mm;

- в-четвертых, ограничение проходного сечения не позволяет проводить ряд технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта;- fourthly, the restriction of the flow area does not allow a number of technological operations to be carried out during well repair and formation research;

- в-пятых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с определением герметичности нижнего и верхнего пакеров (временная блокировка самораспадающимся гелем, свабирование и т.д.), что увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны.- fifthly, the complexity of the production string sealing process associated with determining the tightness of the lower and upper packers (temporary blocking by self-dissolving gel, swabbing, etc.), which increases the time required to carry out sealing of the production string.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2509873, МПК Е21В 33/122, опубл. 20.03.2014 г.), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне скважины выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, при этом до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту (колонне труб) снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.The closest in technical essence and the achieved result is a method of sealing a production casing (patent RU No. 2509873, IPC ЕВВ 33/122, published March 20, 2014), including geophysical surveys in the well to determine the interval of leakage of the production casing, descent into production the borehole string of two packers interconnected by a pipe on the planting tool, their landing in the production casing of the well above and below the leakage interval with subsequent extraction of the planting tool of the pipe, in this case, before the leakage of the production string by sampling, the chemical composition of the formation fluid is analyzed, then the following assembly is assembled at the wellhead: bottom packer, pipe, upper packer, left sub, dividing valve, release the assembly on the landing tool in the interval leakage of the production string, then the packers are planted, then the isolation valve is actuated, which hydraulically separates the layout from the landing of the tool and reports the internal spaces of the planting tool with the annular space of the well above the upper packer, then swabbing the planting tool (pipe string) reduces the liquid level in the well above the upper packer and determines the tightness of the landing of the upper packer, when the upper packer is not sealed, tear off the packers and remove all assembly for revision, after which the above operations are repeated until the upper packer is seated tightly; In the direction of the arrow, the planting tool from the wellhead and the planting tool with the separation valve and the left sub are turned off, the planting tool with the separation valve and the left sub is removed from the production casing to the surface, the well is put into operation and sampling re-analyzes the chemical composition of the formation fluid, comparing the results analyzes of the chemical composition of the reservoir fluid in the initial and repeated samples determine the tightness of the lower packer When unpressurized landing lower packer operate resealing the production tubing, as described above, from the shutter assembly into the production tubing leaking interval to determine the tightness of fit of the lower packer.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды;- firstly, the low reliability of the sealing of the production string, due to the fact that the packer is seated directly in the production string of the well, which allows you to cut off the intervals of violations of the production string from the inside, but does not eliminate the source of violations in the production string - annular flow of formation water;

- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с непродолжительной герметизацией, так как заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);- secondly, the low efficiency of sealing the production casing associated with short sealing, since the annular flow of fluid behind the production casing initiate a violation of the production casing in another interval (above or below the sealed section of the production casing);

- в-третьих, сужение проходного сечения эксплуатационной колонны в интервале герметизации, обусловленное тем, что проходное сечение пакеров, как правило, составляет 55-65 мм;- thirdly, the narrowing of the cross section of the production casing in the sealing interval, due to the fact that the cross section of the packers, as a rule, is 55-65 mm;

- в-четвертых, ограничение проходного сечения не позволяет проводить ряд технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.- fourthly, the restriction of the cross-sectional area does not allow a number of technological operations to be carried out during well repair and formation research.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижение минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.The technical objectives of the proposal are to increase the reliability and efficiency of sealing the production casing, to achieve a minimum reduction in the cross section of the production casing with the possibility of carrying out technological operations as necessary when repairing the well and exploring the formation.

Поставленная техническая задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины.The stated technical problem is solved by the method of sealing the production string, including conducting geophysical surveys in the well to determine the leakage interval of the production string, lowering the upper and lower packers connected to each other by the pipe on the planting tool, planting the upper and lower packers in the well above and below leakage interval, removing the landing tool from the well.

Новым является то, что после определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине.New is that after determining the interval of leakage of the production string above and below the interval of leakage of the production string by conducting geophysical studies, determine the upper and lower intervals of cutting the production string and the length of each interval, from the mouth of the well into the production string drill string equipped with a bottomhole hydraulic motor and cutting device, carry out the cutting of the production string from top to bottom, first in the upper interval of the cut knowledge of the production string, and then in the lower interval of cutting the production string, raise the drill pipe with a hydraulic downhole motor and a cutting device at the wellhead, lower the drill pipe with a sliding expander at the end again, rotate the drill pipe from the wellhead and sequentially, from top to bottom, the remains of the destroyed cement stone are first cleaned, first of the upper, and then the lower intervals of cutting the working stone We then remove the drill pipe string with a sliding expander from the production casing of the well, at the bottom of the well, the assembly is assembled: a mechanical anchor, a lower water swellable packer with a length equal to the length of the lower cutting interval of the production casing, a pipe with a length equal to the distance between the cutting intervals, the upper water swellable packer, equal to the length of the upper interval of cutting the production string, centralizer, left sub, lower the layout on the landing tool in operation the well string so that the upper and lower water-swellable packers are located opposite the upper and lower intervals of the production string cutting, the mechanical anchor is planted and the assembly is unloaded onto the mechanical anchor, then the landing tool is rotated and the landing tool is disconnected from the assembly, the landing tool is removed from the production string wells, while the layout remains in the specified interval of the production casing of the well, carry out technological exposure y swelling packer and upper and lower water swellable packers in the well.

На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.In FIG. 1-4 schematically and sequentially depicted the proposed method of sealing the production casing.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.The method of sealing the production string is implemented in the production well as follows.

Проводят геофизические исследования в скважине и определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1), например, диаметром 168 мм, т.е. интервалы нарушений 2′, 2″, 2′″ (негерметичности) по глубине эксплуатационной колонны 1 в интервале плохого сцепления цементого камня за эксплуатационной колонной 1, что вызвано наличием источника обводнения 3, например водоносного пропластка, вследствие чего происходят заколонные перетоки 4 за эксплуатационной колонной 1. Затем выше и ниже интервала негерметичности (нарушения 2′, 2″, 2′″) эксплуатационной колонны 1 проведением геофизических исследований определяют верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 и длину каждого интервала l1 и l2 соответственно, например l1=4 м, l2=4 м.Geophysical surveys are conducted in the well and the leakage interval of production casing 1 is determined (see Fig. 1), for example, with a diameter of 168 mm, i.e. intervals of violations 2 ′, 2 ″, 2 ′ ″ (leakage) along the depth of the production casing 1 in the interval of poor adhesion of cement stone behind the production casing 1, which is caused by the presence of a watering source 3, for example, an aquifer, which results in casing flows 4 behind the production casing 1. Then, above and below the leakage interval (violations 2 ′, 2 ″, 2 ′ ″) of the production casing 1, the upper 5 and lower 6 cutting intervals of the production casing 1 and length are determined by geophysical studies each interval l 1 and l 2 respectively, for example l = 1 4 m, l 2 = 4 m.

Верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 длиной l1 и l2 соответственно перед вырезанием должны иметь целый (неразрушенный) цементный камень за эксплуатационной колонной 1 без заколонного перетока 4.The upper 5 and lower 6 cutting intervals of production casing 1 with a length of l 1 and l 2, respectively, before cutting must have a whole (non-destroyed) cement stone behind production casing 1 without an annular flow 4.

С устья скважины в эксплуатационную колонну 1 спускают бурильную колонну 7, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 любой известной конструкции. Осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале 5 вырезания эксплуатационной колонны на длину l1=4 м. Затем осуществляют резку эксплуатационной колонны 1 сверху вниз в нижнем интервале 6 вырезания эксплуатационной колонны на длину l2=4 м.Drill string 7 is lowered from the wellhead into production casing 1, equipped with a hydraulic downhole motor 8 and a cutting device 9 of any known design from below. Cut the production casing from top to bottom first in the upper interval 5 of cutting the production casing to a length l 1 = 4 m. Then, cutting the production casing 1 top to bottom in the lower interval 6 of cutting the production casing to a length l 2 = 4 m.

Поднимают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 на устье скважины.Raise the drill pipe string 7 with a hydraulic downhole motor 8 and a cutting device 9 at the wellhead.

Вновь спускают в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 2) скважины колонну бурильных труб 7 с раздвижным расширителем 10 на конце, при этом используют раздвижной расширитель 10 (см. фиг. 1 и 2) любой известной конструкции. Вращают колонну бурильных труб с устья скважины с помощью блока силового вертлюга или ротора, например, с частотой 20 об/мин и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня (после вырезания) сначала верхнего 5, а затем нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1.Once again, the drill string 7 with a sliding expander 10 at the end is lowered into the production casing 1 (see FIG. 2) of the well, and a sliding expander 10 (see FIGS. 1 and 2) of any known construction is used. The drill pipe string is rotated from the wellhead using a power swivel or rotor block, for example, at a frequency of 20 rpm and successively from top to bottom, the remaining cement stone (after cutting) is first cleaned from the top 5 and then the bottom 6 production cutout intervals one.

Затем извлекают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и раздвижным расширителем 10 из эксплуатационной колонны 1 скважины.Then remove the drill pipe string 7 with a hydraulic downhole motor 8 and a sliding expander 10 from the production casing 1 of the well.

На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь 11 (см. фиг. 3), нижний водонабухающий пакер 12 длиной, равной длине l2=4 м нижнего интервала вырезания 6 эксплуатационной колонны, трубу 13 длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, например L=150 м, верхний водонабухащий пакер 14 длиной, равной длине l1=4 м верхнего интервала 5 вырезания эксплуатационной колонны 1, центратор 15, левый переводник 16.At the wellhead, the assembly is assembled from the bottom up: a mechanical anchor 11 (see Fig. 3), a lower water swellable packer 12 with a length equal to the length l 2 = 4 m of the lower cutout interval 6 of the production string, a pipe 13 with a length equal to the distance between the cutoff intervals, for example L = 150 m, the upper water-swellable packer 14 with a length equal to the length l 1 = 4 m of the upper interval 5 of the cut-out of production casing 1, centralizer 15, left sub 16.

В качестве механического якоря используют любую известную конструкцию, обеспечивающую фиксацию компоновки в осевом направлении, например, описанную в патенте на изобретение №2352752 «Якорь механический» МПК Е21В 23/00, опубл. 20.04.2009 г. или патент на полезную модель RU №116179 «Механический якорь пакера» МПК Е21В 23/06, 20.05.2012 г. As a mechanical anchor use any known design that ensures the fixation of the layout in the axial direction, for example, described in the patent for invention No. 2352752 "Mechanical anchor" IPC E21B 23/00, publ. 04/20/2009, or patent for utility model RU No. 116179 "Mechanical anchor of the packer" IPC Е21В 23/06, 05/20/2012

В качестве трубы 11 используют колонну труб по ГОСТ 633-80 диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм.As pipe 11, a pipe string is used according to GOST 633-80 with a diameter of 114 mm and a wall thickness of 7 mm.

Нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры, например, наружным диаметром 133 мм выполняют сборными, состоящими из нескольких патрубков длиной 1000 мм с внутренним диаметром 100 мм. Количество свинченных между собой патрубков зависит от длины вырезанного участка, чтобы длина водонабухающих пакеров 12 и 14 была не более длины верхнего (l1=4 м) и нижнего (l2=4 м) интервалов вырезания, и чтобы эксплуатационная колонна 1 не препятствовала радиальному расширению водонабухающих пакеров 12 и 14. Таким образом, нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры состоят из четырех свинченных между собой патрубков.The lower 12 and upper 14 water swellable packers, for example, with an outer diameter of 133 mm, are prefabricated, consisting of several nozzles 1000 mm long with an inner diameter of 100 mm. The number of nozzles screwed together depends on the length of the cut section, so that the length of the water swellable packers 12 and 14 is no more than the length of the upper (l 1 = 4 m) and lower (l 2 = 4 m) cutting intervals, and that the production casing 1 does not interfere with the radial expansion of water swellable packers 12 and 14. Thus, the lower 12 and upper 14 water swell packers consist of four pipes screwed together.

В качестве центратора 15 применяют любой известный жесткий центратор, например, описанный в патенте на полезную модель RU №83095 «Жесткий центратор для обсадной колонны» МПК Е21В 17/10, опубл. 20.05.2009 г. или патенте на изобретение RU №1633084 «Жесткий центратор для обсадной колонны» МПК Е21В 17/10, опубл. 07.03.1991 г. As the centralizer 15, any known rigid centralizer is used, for example, described in the patent for utility model RU No. 83095 "Hard centralizer for casing" IPC E21B 17/10, publ. 05/20/2009, or patent for invention RU No. 1633084 "Rigid centralizer for casing" IPC Е21В 17/10, publ. 03/07/1991 g.

Центратор 15 и механический якорь 11 обеспечивают центрирование компоновки относительно эксплуатационной колонны 1 и равномерное прижатие по периметру эластомеров водонабухающих пакеров 12 и 14 к горной породе.The centralizer 15 and the mechanical anchor 11 provide centering of the arrangement relative to the production casing 1 and uniform pressure of the water swellable packers 12 and 14 along the perimeter along the rock.

Спускают компоновку на посадочном инструменте 17 (см. фиг. 3 и 4), в качестве которого применяют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, в эксплуатационную колонну 1 скважины так, чтобы верхний 14 и нижний 12 водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего 5 и нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1 соответственно.The layout is lowered on the landing tool 17 (see Figs. 3 and 4), which use a tubing string 73 mm in diameter, into the production casing 1 of the well so that the upper 14 and lower 12 water-swellable packers are located opposite the upper 5 and lower 6 cutting intervals of production casing 1, respectively.

Производят посадку механического якоря 11 в эксплуатационной колонне 1, например, осевым перемещением компоновки с устья скважины вверх на 1 м и вниз, после чего разгружают компоновку на механический якорь 11 (на вес компоновки), например на 8 тонн (80000 Н). Далее вращают посадочный инструмент, при этом компоновка зафиксирована в скважине неподвижно благодаря механическому якорю 11, а благодаря левому переводнику 16 происходит отсоединение (отворот) посадочного инструмента 17 от компоновки.The mechanical anchor 11 is planted in the production casing 1, for example, by axially moving the assembly from the wellhead up 1 m and down, after which the assembly is unloaded onto the mechanical anchor 11 (by weight of the assembly), for example, by 8 tons (80,000 N). Next, the landing tool is rotated, while the layout is fixed in the well motionless due to the mechanical anchor 11, and thanks to the left sub 16, the landing tool 17 is disconnected (lapel) from the layout.

Извлекают посадочный инструмент 17 из эксплуатационной колонны 1 скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны 1 скважины, после чего осуществляют технологическую выдержку, например, в течение 14 сут для набухания и пакеровки верхнего 5 и нижнего 6 водонабухающих пакеров в скважине.The landing tool 17 is removed from the production casing 1 of the well, while the layout remains in the specified interval of the production casing 1 of the well, after which technological exposure is carried out, for example, for 14 days for swelling and packing of the upper 5 and lower 6 water-swellable packers in the well.

Опытным путем установлено, что радиальное расширение (набухание) водонабухающего пакера с наружным диаметром 133 мм до диаметра 145 мм составляет 5-7 сут, при этом максимальный перепад давления, воспринимаемый водонабухающим пакером, составляет 8,5 МПа, а потенциальная возможность по объемному набуханию составляет до 1000%.It has been experimentally established that the radial expansion (swelling) of a water swellable packer with an outer diameter of 133 mm to a diameter of 145 mm is 5-7 days, while the maximum pressure drop perceived by the water swellable packer is 8.5 MPa, and the potential for volumetric swelling is up to 1000%.

Повышается надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, а не в эксплуатационной колонне 1.The reliability of sealing the production casing due to the landing of the upper 14 and lower 12 packers in the annulus of the well in direct contact with the rock, and not in the production casing 1, is increased.

Повышается эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков 4 жидкости путем отсечения источника обводнения 3 посадкой верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины.The efficiency of sealing the production string due to the elimination of annular overflows 4 of the liquid by cutting off the source of flooding 3 by increasing the top 14 and bottom 12 packers in the annulus of the well is increased.

Внедрение предлагаемого способа обеспечивает минимальное сужение проходного сечения в эксплуатационной колонне 1, которое составляет d=100 мм (см. фиг. 4) против 55-65 мм в прототипе, где в качестве межпакерной трубы используется колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, что обеспечивается за счет использования водонабухающих пакеров и их посадки в заколонном пространстве скважины с предварительным вырезанием в двух интервалах 5 и 6 эксплуатационной колонны 1. Сокращение проходного сечения эксплуатационной колонны до 100 мм обеспечивает проведение при необходимости любых технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.The implementation of the proposed method provides a minimum narrowing of the bore in the production casing 1, which is d = 100 mm (see Fig. 4) versus 55-65 mm in the prototype, where a tubing string with a diameter of 73 mm is used as an interpacker pipe, which is ensured by the use of water-swellable packers and their landing in the annulus of the well with preliminary cutting in two intervals 5 and 6 of the production string 1. Reducing the cross section of the production string to 100 mm ensuring is conducting at any necessary process operations during workover and study formation.

После чего скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают в эксплуатацию.After that, the well is equipped with production equipment and put into operation.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, а также повысить эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков жидкости путем отсечения источника обводнения посадкой верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины.The proposed method of sealing the production casing allows to increase the reliability of sealing the production casing due to the landing of the upper and lower packers in the annulus of the well in direct contact with the rock, as well as to increase the efficiency of sealing the production casing by eliminating annular fluid flows by cutting off the source of flooding by planting the upper and lower packers in the annulus of the well.

Кроме того, реализация предлагаемого способа герметизации эксплуатационной колонны позволяет достичь минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны за счет посадки пакеров в заколонном пространстве скважины, т.е. в вырезанном интервале эксплуатационной колонны, а минимальное сокращение проходного сечения эксплуатационной колонны обеспечивает проведение по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.In addition, the implementation of the proposed method of sealing the production casing allows to achieve a minimum reduction in the bore of the production casing due to the planting of packers in the annulus of the well, i.e. in the cut-out interval of the production string, and the minimum reduction in the bore of the production string ensures that, as necessary, technological operations are carried out during well repair and formation research.

Claims (1)

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины, отличающийся тем, что после определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем - в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. A method of sealing a production string, including conducting geophysical surveys in the well to determine the leakage interval of the production string, lowering the upper and lower packers interconnected by a pipe on the planting tool into the production casing, planting the upper and lower packers in the well above and below the leakage interval, removing landing tool from the well, characterized in that after determining the interval of leakage of the production string above and n the same interval of leakage of the production string by conducting geophysical studies determine the upper and lower intervals of cutting the production string and the length of each interval, from the wellhead into the production string drill string, equipped with a hydraulic bottom hole motor and a cutting device, cut the production string from top to bottom first in the upper interval cutting the production casing, and then in the lower interval of cutting the production casing, they drill the drill pipe string with a hydraulic downhole motor and a cutting device at the wellhead, re-lower the drill pipe string with a sliding expander at the end, rotate the drill pipe string from the wellhead and subsequently clean up the remains of the destroyed cement stone first at the top and then the lower cutting intervals of the production casing, after which the drill pipe string with a sliding expander is removed from the production casing wells, at the wellhead, the assembly is assembled from bottom to top: a mechanical anchor, a lower water swellable packer with a length equal to the length of the lower cutout interval of the production string, a pipe with a length equal to the distance between the cutoff intervals, an upper water swellable packer with a length equal to the length of the upper cutout interval of the production string, centralizer , the left sub, lower the layout on the landing tool into the production casing of the well so that the upper and lower water-swellable packers are located opposite to the upper and lower intervals of cutting the production string, the mechanical anchor is planted and the assembly is unloaded onto the mechanical anchor, then the landing tool is rotated and the landing tool is disconnected from the layout, the landing tool is removed from the production casing, while the layout remains in the specified interval of the production casing of the well, carry out technological exposure for swelling and packing of the upper and lower water-swellable packers in the well.
RU2014141272/03A 2014-10-13 2014-10-13 Method of production string sealing RU2570178C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014141272/03A RU2570178C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of production string sealing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014141272/03A RU2570178C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of production string sealing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2570178C1 true RU2570178C1 (en) 2015-12-10

Family

ID=54846486

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014141272/03A RU2570178C1 (en) 2014-10-13 2014-10-13 Method of production string sealing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2570178C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2670816C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2821881C1 (en) * 2023-12-20 2024-06-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of sealing head of rotating liner in well

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3059699A (en) * 1958-04-17 1962-10-23 Brown Oil Tools Well packer and well production apparatus
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2386779C1 (en) * 2009-01-30 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Repair method of string with defect section and internal tapering of string
RU2507376C1 (en) * 2012-08-14 2014-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Sealing of oil string
RU2509873C1 (en) * 2012-10-02 2014-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Sealing method of production string

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3059699A (en) * 1958-04-17 1962-10-23 Brown Oil Tools Well packer and well production apparatus
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2386779C1 (en) * 2009-01-30 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Repair method of string with defect section and internal tapering of string
RU2507376C1 (en) * 2012-08-14 2014-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Sealing of oil string
RU2509873C1 (en) * 2012-10-02 2014-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Sealing method of production string

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2670816C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2670816C9 (en) * 2017-12-25 2018-11-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2821881C1 (en) * 2023-12-20 2024-06-27 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of sealing head of rotating liner in well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105765162B (en) System and method for pressure break Multi sectional horizontal wellbore again
RU2660704C2 (en) Barrier testing method
CA2757950C (en) Ported packer
NO20151176A1 (en) A plugging tool, and method of plugging a well
CA2952219C (en) Packer setting method using disintegrating plug
US20150361782A1 (en) A method of pressure testing a plugged well
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2570157C1 (en) Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well
RU2509873C1 (en) Sealing method of production string
RU2578095C1 (en) Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells
Merkle et al. Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River
RU2578136C1 (en) Method of sealing production casing
RU2570178C1 (en) Method of production string sealing
RU2570156C1 (en) Development of flooded oil deposit
US10544663B2 (en) Method of well completion
RU2513793C1 (en) Method of production string sealing
RU2524800C1 (en) Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells
RU2533470C2 (en) Procedure for recovery of tightness in flow strings
US9567828B2 (en) Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore
RU2459948C1 (en) Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions)
Wellhoefer et al. Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir
RU2438007C1 (en) Procedure for completion of gas well (versions)
US10961809B2 (en) Systems and methods for smart well bore clean out
RU2564316C1 (en) Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing
Pyecroft et al. Second generation testing of cased uncemented multi-fractured horizontal well technology in the Horn River