RU2576538C1 - Method of production string section sealing - Google Patents
Method of production string section sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2576538C1 RU2576538C1 RU2015110605/03A RU2015110605A RU2576538C1 RU 2576538 C1 RU2576538 C1 RU 2576538C1 RU 2015110605/03 A RU2015110605/03 A RU 2015110605/03A RU 2015110605 A RU2015110605 A RU 2015110605A RU 2576538 C1 RU2576538 C1 RU 2576538C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shutter
- cold welding
- length
- grooves
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при устранении негерметичности стенок эксплуатационной колонны скважин посредствам установки на данных участках перекрывателей.The invention relates to the oil industry and may find application in eliminating leaks in the walls of the production casing of wells by means of installation in these sections of overlappers.
Известен способ изоляции зон осложнений в скважине профильным перекрывателем, включающий профилирование составляющих его труб, выполнение внутренних резьб на муфтовых концах и наружных - на ниппельных, или калибровку профильных концов со снятием фасок под сварку, герметичное свинчивание секций профильных труб между собой или сварку, спуск перекрывателя в необходимый предварительно расширенный интервал скважины, радиальное расширение профильных труб созданием в них гидравлического давления, развальцовывание до плотного герметичного прижатия их к стенкам скважины. Профилирование составляющих его труб производят из цилиндрических труб, внутренний диаметр которых на 5-8% больше внутреннего диаметра ствола скважины, интервал его установки расширяют до диаметра, при котором происходит полное расширение профильных труб с одновременным их прижатием к стенкам скважины, перед спуском в скважину верхний конец перекрывателя оснащают развальцевателем с фрезером для разрушения башмака и раздвижным развальцевателем, а нижний - легкоразбуриваемым башмаком, причем раздвижной развальцеватель имеет диаметр в рабочем положении, позволяющий развальцовывать внутренний диаметр перекрывателя в наиболее узких местах до диаметра, превосходящего диаметр ствола скважины как минимум на 1,5% (патент РФ 2418151, кл. Е21В29/10, опубл. 10.05.2011).A known method of isolating the zones of complications in the well with a profile cutter, including profiling its constituent pipes, making internal threads on the coupling ends and external threads on nipple ends, or calibrating the profile ends with chamfering for welding, tightly screwing sections of the profile pipes together or welding, lowering the shutter into the necessary pre-extended interval of the well, radial expansion of the profile pipes by creating hydraulic pressure in them, flaring to a tight tight pressing them to the walls of the well. The profiling of its constituent pipes is carried out from cylindrical pipes, the inner diameter of which is 5-8% greater than the internal diameter of the wellbore, the installation interval is expanded to a diameter at which the full expansion of the profile pipes occurs while they are pressed against the walls of the well, before lowering into the well the end of the overlapper is equipped with a flare mill with a mill for breaking the shoe and an expanding flare, and the lower end has an easily drilled shoe, and the expanding flare has a diameter of still on duty position, which allows the inner diameter is expanded in the most Perekryvatel bottlenecks to a diameter surpassing the diameter of the borehole at least 1.5% (RF Patent 2418151, cl. E21V29 / 10, publ. 10.05.2011).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ установки перекрывателя из профильных и цилиндрических труб в скважине, включающий выполнение внутренних конических резьб на муфтовых концах труб и наружных - на ниппельных, соединение труб между собой с нанесением герметика на резьбы, спуск перекрывателя в необходимый предварительно расширенный интервал скважины, радиальное расширение профильных труб созданием в них гидравлического давления, калибровку профильных и развальцовывание цилиндрических труб до прижатия их стенок к стенкам скважины. Перед выполнением резьб ниппельные и муфтовые концы труб формуют с образованием конусности, соответствующей конусности резьбы, а после нарезания резьб на наружных поверхностях муфтовых и внутренних поверхностях ниппельных резьбовых концов труб выполняют проточки с образованием кольцевых выступов на концах поверхностей, обратных резьбовым, причем перед соединением труб резьбы покрывают минералополимерным составом, обладающим свойствами "холодной сварки" (патент РФ № 2265115, кл. Е21В29/10, Е21В33/10, опубл. 27.11.2005 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of installing a shutoff of profile and cylindrical pipes in the well, including the implementation of internal tapered threads on the sleeve ends of the pipes and external - on the nipple, connecting the pipes to each other with the application of sealant on the threads, lowering the shutter to the previously required extended interval of the borehole, radial expansion of profile pipes by creating hydraulic pressure in them, calibration of profile pipes and expansion of cylindrical pipes ub before pressing their walls to the walls of the well. Before threading, the nipple and sleeve ends of the pipes are formed to form a taper corresponding to the taper of the thread, and after cutting the threads on the outer surfaces of the sleeve and inner surfaces of the threaded pipe ends, grooves are made to form annular protrusions at the ends of the surfaces opposite the threaded ones, and before connecting the thread pipes coated with a mineral-polymer composition having the properties of "cold welding" (RF patent No. 2265115, class Е21В29 / 10, Е21В33 / 10, publ. 11/27/2005 - prototype).
Общим недостатком известных способов является недостаточная эффективность герметизации применительно к обсадным колоннам, незначительное снижение обводненности в добывающих скважинах и, как следствие, невысокие дебиты нефти. A common disadvantage of the known methods is the lack of sealing efficiency in relation to casing strings, a slight decrease in water cut in production wells and, as a result, low oil production rates.
В изобретении решается задача повышения эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин.The invention solves the problem of increasing the efficiency of sealing casing or production strings, reducing water cut in produced products and increasing oil production rates of producing wells.
Задача решается тем, что в способе герметизации участка эксплуатационной колонны, включающем определение места нарушения герметичности эксплуатационной колонны, спуск в скважину на колонне труб перекрывателя и его крепление в месте нарушения, применение минералополимерного состава со свойствами холодной сварки, развальцовывание перекрывателя, согласно изобретению спускают в скважину перекрыватель, представляющий из себя трубу или группу последовательно соединенных труб какого-либо сечения с внешним диаметром меньшим, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны, общей длиной, превышающей по длине выше и ниже негерметичный участок не менее чем на 20%, в начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной не менее 2 мм и шириной не менее 20 см, в которые помещают слой материала со свойствами холодной сварки, выступающий из пазов на 2-10 мм, причем данный материал крепят слоем клея ко дну паза, перед спуском перекрывателя, место его установки на внутренней поверхности труб эксплуатационной колонны очищают скважинным скребком, длину зоны очистки выбирают исходя из длины перекрывателя с запасом в 5-10% выше и ниже места установки перекрывателя, после спуска перекрывателя с нанесенным материалом развальцовывают данные участки в области пазов, тем самым активируя холодную сварку и обеспечивая крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне.The problem is solved in that in a method of sealing a section of a production casing, including determining the location of a leak in the production casing, lowering into the well on the string of pipes of the overlap and fixing it at the place of failure, using a mineral-polymer composition with cold welding properties, expanding the overlap according to the invention is lowered into the well a shutter, which is a pipe or a group of series-connected pipes of any section with an external diameter smaller than the inner the diameter of the production casing, with a total length exceeding the leaking section by at least 20%, at the beginning and at the end of the overlap pipe, grooves with a depth of at least 2 mm and a width of at least 20 cm are pre-machined into which a layer of material is placed with the properties of cold welding, protruding from the grooves of 2-10 mm, and this material is fixed with a layer of glue to the bottom of the groove, before the shutter is lowered, the place of its installation on the inner surface of the production casing pipes is cleaned with a downhole scraper, the length of the cleaning zone they are selected based on the length of the overlap with a margin of 5-10% above and below the installation location of the overlap, after lowering the overlap with the applied material, these sections are expanded in the groove region, thereby activating cold welding and securing the overlap to the production casing.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Темпы отбора нефти из коллекторов зависят от дебитов нефти скважин. Однако негерметичность эксплуатационных колонн, особенно в старых скважинах, где металл труб изношен коррозионным воздействием агрессивной среды (например, высокой соленостью пластовой воды), может приводить к заколонным перетокам, поступлению воды из водоносных горизонтов и соответственно очень высоким значениям обводненности добывающих скважин. Высокая доля воды в потоке в стволе скважины в итоге снижает дебит нефти скважины. Существующие технические решения не достаточно эффективно позволяют герметизировать участки нарушений эксплуатационных колонн. В изобретении решается задача повышения эффективности герметизации эксплуатационных колонн с нарушениями, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин. Задача решается следующим образом.The rate of oil recovery from reservoirs depends on the oil production rate of the wells. However, leaky production cores, especially in old wells, where the metal of the pipes is worn out by the corrosive effects of an aggressive environment (for example, high salinity of formation water), can lead to annular flows, water flow from aquifers and, accordingly, very high water cuts of production wells. A high proportion of the water in the flow in the wellbore ultimately reduces the flow rate of the well oil. Existing technical solutions are not effective enough to seal the areas of violations of production casing. The invention solves the problem of increasing the efficiency of sealing production casing with violations, reducing the water content of the produced products and increasing the oil production rate of the producing wells. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено в разрезе схематическое изображение эксплуатационной колонны с участком нарушения герметичности и перекрывателя для изоляции. Обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - водоносный пласт, 3 - место нарушения герметичности эксплуатационной колонны 1, 4 - цементное кольцо, 5 - перекрыватель, 6 - минералополимерный состав со свойствами холодной сварки, L - длина нарушения 3, А - подвергаемая очистке длина вдоль внутренней поверхности эксплуатационной колонны 1, S - длина перекрывателя, Z - глубина паза, Х - ширина паза, H - расстояние, на которое выступает из пазов материал 6 для холодной сварки.In FIG. 1 is a sectional view of a production casing with a portion of a leak and an isolator for isolation. Designations: 1 - production string, 2 - aquifer, 3 - leakage location of the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Добывающая скважина, эксплуатирующая нефтяной пласт обводнена. Исследованиями выявляют, что причина обводнения - негерметичность эксплуатационной (обсадной) колонны 1 в зоне водоносного пласта 2 (фиг. 1). Определяют место 3 нарушения герметичности и ее длину L. Цементное кольцо 4 может быть нарушено, что приводит к проникновению воды из водоносного пласта 2 в эксплуатационную колонну 1 через нарушение 3. An oil well operating an oil reservoir is watered. Studies reveal that the cause of flooding is leakage in the production (casing)
Перекрыватель 5 для герметизации зоны нарушения 3 выбирают из условия меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны 1. Перекрыватель 5 представляет из себя трубу или группу последовательно соединенных труб какой-либо формы в сечении. Последовательно соединяют трубы в случае, если длина нарушения 3 эксплуатационной колонны 1 превышает стандартную длину труб. Общая длина S перекрывателя 5 должна превышать длину L негерметичного участка 3 не менее чем на 20%. The
В начале и в конце трубы перекрывателя 5 предварительно вытачивают пазы глубиной Z не менее 2 мм и шириной X не менее 20 см. Если перекрыватель 5 состоит из несколько последовательно соединенных труб, то пазы выполняют в начале первой трубы и в конце последней. В пазы помещают слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки, выступающий из них на расстояние H=2-10 мм. Данный состав 6 со свойствами холодной сварки крепят слоем клея ко дну паза. Клей позволяет не допустить выпадения материала 6 из пазов во время спуска перекрывателя 5 в скважину. At the beginning and at the end of the pipe of the
Для применения технологии холодной сварки необходимо очистить как минимум поверхность мест сварки от парафинов, ржавчины и пр. Поэтому первоначально спускают в скважину скребок для обсадных или эксплуатационных колонн. Выше и ниже негерметичного участка 3 эксплуатационной колонны 1 очищают скребком внутреннюю поверхность труб 1 от отложений. Длину А зоны очистки труб 1 выбирают исходя из длины S перекрывателя 5 с запасом в 5-10% по длине, т.е. A=(1,05…1,10)·S. Запас длины зоны очистки компенсирует возможную неточность при установке перекрываетеля 5.To apply cold welding technology, it is necessary to clean at least the surface of the weld points of paraffins, rust, etc. Therefore, a scraper for casing or production casing is initially lowered into the well. Above and below the
Согласно исследованиям указанные размеры перекрывателя 5, пазов с материалом 6 для холодной сварки, поверхности очистки труб, а также объемов самого минералополимерного состава (т.е. размеры S, Z, X, A), позволяют для существующих размеров и масс труб, применяемых в скважинах, проводить достаточно надежное и герметичное крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне. Меньшие размеры объемов состава для холодной сварки в ряде случаев не обеспечивает требуемого крепления. Расстояние H определено как наиболее оптимальное с точки зрения прохождения перекрывателя в эксплуатационную колонну и последующего развальцовывания. При превышении Н значения 10 мм вероятность повреждения нанесенного состава для холодной сварки при спуске перекрывателя 5 возрастает.According to studies, the indicated dimensions of the
После спуска перекрывателя 5 с нанесенным материалом 6, его развальцовывают, что активирует холодную сварку в области пазов, обеспечивая герметичное крепление перекрывателя 5 к эксплуатационной колонне 1.After lowering the
Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн с нарушениями, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение дебитов нефти добывающих скважин.The result of the implementation of this method is to increase the sealing efficiency of casing or production casing with violations, reduce the water content of the produced products and increase the oil production rate of the producing wells.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Вертикальная добывающая скважина, эксплуатирующая нефтяной пласт на глубине 1600 м с текущим пластовым давлением 13 МПа имеет дебит нефти 0,2 т/сут и обводненность 97,5% при забойном давлении 10 МПа. Исследованиями замера плотности добываемой воды установлено, что причина обводнения - негерметичность эксплуатационной колонны 1 в зоне водоносного пласта 2 (фиг. 1), расположенного на глубине 1300 м. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 146 мм, толщина стенки - 7 мм. Example 1. A vertical production well operating an oil reservoir at a depth of 1600 m with a current reservoir pressure of 13 MPa has an oil production rate of 0.2 t / day and a water cut of 97.5% at a bottomhole pressure of 10 MPa. Studies of measuring the density of produced water have established that the cause of watering is the leakage of the
Определяют место 3 нарушения герметичности, ее длина составляет L=10 м. Цементное кольцо 4 нарушено, что приводит к проникновению воды из водоносного пласта 2 в эксплуатационную колонну 1 через нарушение 3.
Для установки профильного перекрывателя в обсадной колонне диаметром 146 мм и толщиной стенки 7 мм подбирают многолучевой профильный перекрыватель с шестью лучами и условным диаметром трубы 109 мм (т.е. диаметром до развальцевания). Толщина стенки профильной трубы 5 мм. После развальцовывания наружный диаметр трубы составляет 133 м при внутреннем диаметре обсадной колонны 132 мм. Таким образом, 1 мм разницы обеспечивает плотное прижатие перекрывателя к стенкам колонны после расширения. Перекрыватель 5 выбирают длиной S=12 м.To install a profile overlap in the casing with a diameter of 146 mm and a wall thickness of 7 mm, a multi-beam profile overlap with six beams and a nominal pipe diameter of 109 mm (i.e., diameter before flaring) is selected. The wall thickness of the profile pipe is 5 mm. After flaring, the outer diameter of the pipe is 133 m with an inner diameter of the casing of 132 mm. Thus, 1 mm of the difference provides a tight pressing of the overlap to the walls of the column after expansion. The
В начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной Z=2 мм и шириной X=20 см. В пазы помещают слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки, например, «Трибопласт-9» (в соответствии с ТУ №2257-004-25669359-98), выступающий из них на расстояние H=5 мм. Данный состав 6 со свойствами холодной сварки крепят слоем клея (например, на основе эпоксидных смол) ко дну паза.At the beginning and at the end of the overlap pipe, grooves with a depth of Z = 2 mm and a width of X = 20 cm are pre-machined. A layer of mineral-
Перед спуском перекрывателя 5 с составом 6 первоначально спускают в скважину скребок для обсадных колонн, например, гидромеханический типа «СГМ-1М». Очищают скребком внутреннюю поверхность труб 1 от отложений в месте установки перекрывателя 5. Длина зоны очистки труб 1 составляет A=1,10·S=1,10·12=13,2 м. Before lowering the
После спуска перекрывателя 5 с нанесенным материалом 6, его развальцовывают и соответственно активируют холодную сварку.After lowering the
Пример 2. Выполняют как пример 1. В эксплуатационной колонне обнаружено два нарушения: длиной 23 м и, расположенный на другой глубине, - 4 м. Слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки для 4 м нарушения наносят с выступом из пазов на расстояние H=2 мм, для 23 м нарушения - на 10 мм. Перекрыватели спускают последовательно. Для 23 м нарушения соединяют несколько перекрывателей 5.Example 2. Perform as example 1. Two violations were found in the production casing: 23 m long and located at a different depth, 4 m. A layer of mineral-
В результате ремонтных работ, после пуска скважины в работу при аналогичном забойном давлении 10 МПа, дебит нефти составил 5,1 т/сут и обводненность 43,6%. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 2,8 т/сут и обводненность 68,9%. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу - 2,8 т/сут, снижение обводненности - на 25,3%.As a result of repair work, after the well was put into operation at a similar bottomhole pressure of 10 MPa, the oil production rate was 5.1 tons / day and the water cut was 43.6%. According to the prototype, ceteris paribus, the oil production rate was 2.8 tons / day and the water cut of 68.9%. The increase in oil production by the proposed method is 2.8 tons / day, the decrease in water cut is 25.3%.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность герметизации эксплуатационных колонн, в которых имеются нарушения, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебиты нефти добывающих скважин за счет применения перекрывателей с холодной сваркой и оптимизации технологии ремонтных работ.The proposed method allows to increase the efficiency of sealing production casing in which there are irregularities, to reduce the water content of the produced products and to increase the oil production rate of producing wells through the use of cold-welded shutoffs and optimization of the repair work technology.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн с нарушениями, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of sealing casing or production casing with violations, reducing water cut of produced products and increasing oil production rates of producing wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110605/03A RU2576538C1 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Method of production string section sealing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110605/03A RU2576538C1 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Method of production string section sealing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2576538C1 true RU2576538C1 (en) | 2016-03-10 |
Family
ID=55654011
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015110605/03A RU2576538C1 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Method of production string section sealing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2576538C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6142230A (en) * | 1996-11-14 | 2000-11-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tubular patch system |
RU2200227C2 (en) * | 2001-04-24 | 2003-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Альметьевское УПНП и КРС" | Gear to insulate trouble zones in well |
RU2265115C1 (en) * | 2004-05-24 | 2005-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for installing blocking device composed of profiled and cylindrical pipes inside well |
RU2435930C1 (en) * | 2010-05-25 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of shaped overlapping mechanism in well and device for its implementation |
-
2015
- 2015-03-25 RU RU2015110605/03A patent/RU2576538C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6142230A (en) * | 1996-11-14 | 2000-11-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tubular patch system |
RU2200227C2 (en) * | 2001-04-24 | 2003-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Альметьевское УПНП и КРС" | Gear to insulate trouble zones in well |
RU2265115C1 (en) * | 2004-05-24 | 2005-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for installing blocking device composed of profiled and cylindrical pipes inside well |
RU2435930C1 (en) * | 2010-05-25 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of shaped overlapping mechanism in well and device for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5083608A (en) | Arrangement for patching off troublesome zones in a well | |
AU2010309542B2 (en) | Expandable liner tieback connection | |
RU2639344C2 (en) | Well expanding pipe | |
RU2010102672A (en) | MULTIPLE WELL AND METHOD AND SYSTEM USING THIS WELL | |
Sugden et al. | Special considerations in the design optimization of the production casing in high-rate, multistage-fractured shale wells | |
US20030107217A1 (en) | Sealant for expandable connection | |
EA010807B1 (en) | Expandable threaded connection | |
CN110295869A (en) | A kind of expandable liners and refracturing method for refracturing | |
RU2403376C1 (en) | Method of well abandonment with collapsed production string | |
RU2576538C1 (en) | Method of production string section sealing | |
RU2522326C1 (en) | Device to isolate problematic zones by profile packer with cylindrical sections at well drilling | |
RU65104U1 (en) | CONNECTION OF PROFILE PIPES OF WELL OVERLAPPERS | |
CN202215193U (en) | Water-swelling self-sealing type packer | |
RU2715481C1 (en) | Casing string repair method in well (versions) | |
US20200408061A1 (en) | Annular barrier with press connections | |
RU2273718C1 (en) | Method for casing pipe repair in well | |
CN203097811U (en) | Water-stop plug capable of rapidly plugging leaking water of underground hydrological boreholes | |
RU2441135C1 (en) | Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections | |
RU2418151C1 (en) | Insulation method of trouble some zones in well by shaped covering device | |
US11454068B1 (en) | Pressure-dampening casing to reduce stress load on cement sheath | |
RU2244093C2 (en) | Thermo-isolated pipe (variants) | |
RU2606006C1 (en) | Method of well construction with zones of complications | |
US11898439B2 (en) | Double-layered wellbore tubular assembly | |
CN219412488U (en) | Anode tube for protecting underground casing of oil field | |
RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing |