RU2697099C1 - Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump - Google Patents
Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2697099C1 RU2697099C1 RU2018139965A RU2018139965A RU2697099C1 RU 2697099 C1 RU2697099 C1 RU 2697099C1 RU 2018139965 A RU2018139965 A RU 2018139965A RU 2018139965 A RU2018139965 A RU 2018139965A RU 2697099 C1 RU2697099 C1 RU 2697099C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- adhesive composition
- technical
- string
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 50
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000006083 mineral thickener Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000003673 urethanes Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 3
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 claims 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims 1
- 239000006261 foam material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 12
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 101150096674 C20L gene Proteins 0.000 description 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 description 1
- 102220543923 Protocadherin-10_F16L_mutation Human genes 0.000 description 1
- 101100445889 Vaccinia virus (strain Copenhagen) F16L gene Proteins 0.000 description 1
- 101100445891 Vaccinia virus (strain Western Reserve) VACWR055 gene Proteins 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
Abstract
Description
Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосомThe method of restoring the tightness of the tubing string of a producing well equipped with an insert rod pump
Изобретение предназначено для восстановления герметичности и работоспособности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, когда в результате разрушения НКТ происходят утечки добываемой жидкости, что приводит к снижению количества поднимаемой продукции скважины и повышению удельных энергозатрат.The invention is intended to restore the tightness and operability of the tubing string (tubing) and can be used in the oil industry, when as a result of the destruction of the tubing leakage of produced fluid occurs, which leads to a decrease in the number of well production being raised and an increase in specific energy consumption.
Известен способ определения места негерметичности НКТ в скважине (патент RU №2339812, МПК Е21В 47/10, опубл. 27.11.2008 г., Бюл. №33), основанный на заполнении колонны преимущественно маловязкой жидкостью и дальнейшем наблюдении за уровнем жидкости в ней.There is a method of determining the location of leakage of tubing in a well (patent RU No. 2339812, IPC ЕВВ 47/10, publ. 11/27/2008, Bull. No. 33), based on filling the column with predominantly low-viscosity liquid and further monitoring the liquid level in it.
С целью сокращения времени поиска утечек и возможности определения места малых утечек замеряют расходы жидкости из-за утечек Q1 и Q2 при различных высотах столба жидкости в колонне труб, а расстояние от устья до места негерметичности определяют, например, из выраженияIn order to reduce the search time for leaks and the possibility of determining the place of small leaks, liquid flow rates are measured due to leaks Q 1 and Q 2 at different heights of the liquid column in the pipe string, and the distance from the mouth to the leak point is determined, for example, from
где h=Н1-Н2 - длина удаленных из скважины НКТ, м;where h = H 1 -H 2 - the length of tubing removed from the well, m;
H1 и Н2 - расстояния уровня жидкости от устья до места негерметичности, в моменты измеренных расходов Q1 и Q2 соответственно.H 1 and H 2 - the distance of the liquid level from the mouth to the place of leakage, at the moments of the measured flow rates Q 1 and Q 2, respectively.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, невозможно реализовать способ в колонне НКТ (колонне лифтовых труб) добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом без подъема штанг. Кроме того, при реализации способа производят замену поврежденной НКТ, через которую происходит утечка жидкости, а для этого необходимо произвести подъем на устье скважины всей колонны НКТ;- firstly, it is not possible to implement the method in a tubing string (lift pipe string) of a producing well equipped with an insert rod pump without lifting the rods. In addition, when implementing the method, the damaged tubing is replaced, through which fluid leakage occurs, and for this it is necessary to lift the entire tubing string at the wellhead;
- во-вторых, значительные простои скважины (отсутствует добыча продукции) во время проведения спуско-подъемных операций колонн штанг с глубинным насосом и НКТ на поверхность;- secondly, significant downtime of the well (there is no production) during the round-trip operations of rod columns with a deep pump and tubing to the surface;
в-третьих, значительные финансовые затраты на восстановление герметичности, связанные с привлечением для этой цели бригады по подземному ремонту скважины (ПРС) для осуществления спуско-подъемных операций колонн штанг с глубинным насосом и НКТ, оплатой услуг трубных баз и сервисных служб, занимающихся ревизией насосовthirdly, significant financial costs for restoring the tightness associated with the involvement of the team for underground well repair (ORS) for the implementation of hoisting operations of rod columns with an in-depth pump and tubing, payment for pipe base services and pump inspection services
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ восстановления герметичности трубопроводных систем (патент RU №2142595, МПК F16L 55/162, опубл. 10.12.1999 г., Бюл. №34) посредством введения в транспортируемый поток рабочей жидкости герметизирующих элементов. При этом в рабочую жидкость, находящуюся в колонне НКТ, вводят эластичные герметизирующие элементы различного размера с твердым ядром, покрытые полимерной отверждающейся клеевой композицией, способной полимеризоваться в присутствии транспортируемой жидкости, и обладающие нулевой плавучестью, которые транспортируются потоком по трубе, вовлекаются выходящим через сквозные повреждения потоком и закупоривают соответствующие их размеру отверстия в колонне НКТ.The closest in technical essence and the achieved result is a method of restoring the tightness of pipeline systems (patent RU No. 2142595, IPC F16L 55/162, publ. 10.12.1999, Bull. No. 34) by introducing sealing elements into the transported working fluid stream. At the same time, elastic sealing elements of various sizes with a solid core, coated with a polymer-curable adhesive composition capable of polymerizing in the presence of a transported liquid, and having zero buoyancy, which are transported by the flow through the pipe, are introduced into the working fluid located in the tubing string, are involved through through damage flow and plug the holes corresponding to their size in the tubing string.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, ограниченные возможности реализации способа, так как способ применим только в нагнетательной скважине, при этом невозможна реализация способа при восстановлении герметичности в колонне НКТ добывающей скважины, оборудованной колонной штанг с вставным штанговым насосом, так как необходимо извлечение колонны штанг с вставным штанговым насосом из колонны НКТ. Это приводит к простою скважины и увеличению финансовых затрат на реализацию способа (привлечение бригады ПРС);- firstly, the limited possibilities of implementing the method, since the method is applicable only in the injection well, it is not possible to implement the method when restoring the tightness in the tubing string of the producing well equipped with a rod string with an inserted rod pump, since it is necessary to remove the rod string with an inserted rod pump from the tubing string. This leads to downtime of the well and an increase in financial costs for the implementation of the method (involvement of the PRS team)
- во-вторых, низкая эффективность восстановления герметичности в колонне НКТ путем закупорки сквозных повреждений (отверстий) эластичными герметизирующими элементами различного размера с твердым ядром, покрытыми полимерной отверждающейся клеевой композицией. Это связано с передавкой эластичных герметизирующих элементов через сквозные повреждения (отверстия) в колонне НКТ, так как продавка клеевой композиции по колонне НКТ производится по всей длине колонны НКТ под давлением, превышающим допустимое давление на колонну НКТ. Кроме того, в случае перепродавки эластичных герметизирующих элементов через сквозные повреждения (отверстия) колонны НКТ нижняя часть колонны НКТ остается незагерметизированной;- secondly, the low efficiency of restoring the tightness in the tubing string by plugging through damage (holes) with elastic sealing elements of various sizes with a solid core coated with a polymeric cured adhesive composition. This is due to the transfer of elastic sealing elements through the damage (holes) in the tubing string, since the adhesive composition is forced through the tubing string along the entire length of the tubing string under pressure exceeding the permissible pressure on the tubing string. In addition, in the case of reselling elastic sealing elements through the through damage (holes) of the tubing string, the lower part of the tubing string remains unsealed;
- в-третьих, недолговечность герметизации эластичными герметизирующими элементами различного размера с твердым ядром, покрытыми полимерной отверждающейся клеевой композицией, так как в процессе последующей эксплуатации добывающей скважины клеевая композиция, находящаяся в нефти, теряет свои отверждающие способности, и под действием столба добываемой нефти, находящейся в колонне НКТ, эластичные герметизирующие элементы вылетают из отверстий, что приводит к появлению повторных утечек из колонны НКТ, и сокращению межремонтного периода работы колонны НКТ.- thirdly, the fragility of sealing with elastic sealing elements of various sizes with a solid core coated with a polymer curing adhesive composition, since during the subsequent operation of a production well, the adhesive composition in oil loses its curing ability, and under the action of a column of produced oil located in the tubing string, elastic sealing elements fly out of the holes, which leads to the appearance of repeated leaks from the tubing string, and shorten the overhaul period tubing string work.
Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей реализации способа, а также повышение эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и повышение долговечности работы колонны НКТ после реализации способа.The technical objectives of the invention are the expansion of technological capabilities of the method, as well as improving the efficiency of restoring the tightness in the tubing string and increasing the durability of the tubing string after the method.
Поставленные технические задачи решаются способом восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом, посредством введения в транспортируемый по колонне НКТ поток рабочей жидкости клеевой композиции.The stated technical problems are solved by the method of restoring the tightness of the tubing string — tubing of a producing well equipped with an insert rod pump by introducing an adhesive composition into the fluid flowing along the tubing string.
Новым является то, что для восстановления герметичности колонны НКТ останавливают добывающую скважину, приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м, далее с помощью насосного агрегата закачивают рабочую жидкость - техническую минерализованную воду в колонну НКТ до появления циркуляции из затрубного пространства, затем в колонну НКТ закачивают порцию клеевой композиции в объеме 1,0 м3, причем плотность технической минерализованной воды выше плотности клеевой композиции, затем выполняют циклы продавки клеевой композиции по колонне НКТ закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ, сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и продавливают клеевую композицию по колонне НКТ закачкой в колонну НКТ порции технической минерализованной воды в объеме 0,25 м3, при этом в процессе продавки по манометру насосного агрегата контролируют давление в колонне НКТ, не допуская подъема давления выше максимально допустимого, при достижении максимально допустимого значения давления продавки давление в колонне НКТ стравливают до нуля, приподнимают плунжер насоса, закачивают в колонну НКТ порцию технической минерализованной воды объемом 0,5 м3 для перемещения порции клеевой композиции в нижележащий интервал колонны НКТ, циклы продавки клеевой композиции технической минерализованной водой повторяют до полной обработки колонны НКТ до вставного штангового насоса, объем закачиваемой технической минерализованной воды увеличивают с каждым циклом на 0,1 м3, затем приподнимают колонну штанг с плунжером вставного штангового насоса на 1,5 м и закачкой технической воды в затрубное пространство вымывают остатки клеевой композиции из колонны НКТ на поверхность, после чего оставляют скважину на время упрочнения клеевой композиции, сажают плунжер вставного штангового насоса в цилиндр колонны НКТ и запускают добывающую скважину в работу, причем в качестве клеевой композиции используют суспензию закупоривающего материала в загущенной жидкости, а в качестве загущенной жидкости - водонаполненные гели на основе полимеров или ПАВ, или неорганических солей, или минеральных загустителей, или углеводородных эмульсий, в качестве закупоривающего материала применяют разноразмерный эластичный пеноматериал с открытой пористостью на основе уретанов или резины, или полимеров, при этом перед размещением в загущенной жидкости закупоривающий пеноматериал пропитывают составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде.What is new is that in order to restore the tightness of the tubing string, the production well is stopped, the rod string with the plunger of the plug-in sucker rod pump is lifted 1.5 m, then using the pumping unit, the working fluid is pumped - technical mineralized water into the tubing string until circulation from the annulus, then pumped into the tubing portion of the adhesive composition in a volume of 1.0 m 3, the density of mineralized water technical higher density of the adhesive composition, and then operate cycles adhesive prodavki oh compositions of the injection tubing technical mineralized water in the tubing, put plunger insertion sucker rod pump in the tubing string and cylinder forced the adhesive composition on the injection tubing string into the tubing portions technical mineralized water in a volume of 0.25 m 3, the process prodavki the pressure in the tubing string is monitored by the pressure gauge of the pumping unit, preventing the pressure from rising above the maximum allowable pressure; t to zero, raise the pump plunger, pump a portion of 0.5 m 3 of technical mineralized water into the tubing string to transfer a portion of the adhesive composition to the underlying interval of the tubing string, cycle through the adhesive composition with technical mineralized water until the tubing string is fully processed to the insert rod pump , the volume of injected technical mineralized water is increased with each cycle by 0.1 m 3 , then the rod string with the plunger of the plug-in sucker rod pump is raised by 1.5 m and the technical water is injected In the annulus, the remaining adhesive composition is washed from the tubing string to the surface, after which the well is left for the time of the adhesive composition hardening, the plunger of the inserted sucker rod pump is put into the tubing string cylinder and the production well is put into operation, and a suspension of plugging material is used as the adhesive composition in a thickened liquid, and as a thickened liquid, water-filled gels based on polymers or surfactants, or inorganic salts, or mineral thickeners, or hydrocarbon e of emulsions, a multidimensional elastic foam with open porosity based on urethanes or rubber, or polymers is used as a corking material, while before placing in a thickened liquid, the corking foam is impregnated with a composition capable of curing both in aqueous and in hydrocarbon media.
На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ.In FIG. 1 and 2 schematically depict the proposed method.
Эксплуатируется добывающая скважина 1 (фиг. 1), в которую спущена колонна НКТ 2, оборудованная цилиндром 3 вставного штангового насоса 4, а в колонну НКТ 2 спущена колонна штанг 5 с плунжером 6 вставного штангового насоса 4.A
Вставной штанговой насос 4 перекачивает нефть по колонне НКТ 2 на поверхность. В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 колонна НКТ 2 теряет герметичность, например, вследствие коррозионного разрушения появляется отверстие 7. В результате происходят утечки добываемой жидкости, что приводит к снижению количества поднимаемой продукции скважины и повышению удельных энергозатрат.The insert rod pump 4 pumps oil through the
Для восстановления герметичности колонны НКТ 2 останавливают добывающую скважину 1. Приподнимают колонну штанг 5 (фиг. 1 и 2) с плунжером 6 вставного глубинного насоса 4 на высоту h=1,5 м.To restore the tightness of the
С помощью насосного агрегата 8, например цементировочного агрегата ЦА-320, герметизируют устье 9 между колоннами НКТ 2 и штанг 5. Закачивают техническую минерализованную воду в колонну НКТ 2 до появления циркуляции из затрубного пространства 10 в желобную емкость 11.Using a
Затем в колонну НКТ 2 закачивают порцию клеевой композиции 12 в объеме 1,0 м3, причем плотность технической минерализованной воды ρ1=1100 кг/м3 выше плотности клеевой композиции 12 ρ2=1000 кг/м3.Then, a portion of the
Далее выполняют циклы продавки клеевой композиции по колонне НКТ 2 закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ 2, причем каждый цикл заключается в следующем. Сажают плунжер 6 в цилиндр 3 вставного штангового насоса 4 колонны НКТ 2 и при герметичном устье 9 продавливают по колонне НКТ 2 клеевую композицию 12 в объеме 1,0 м3 закачкой в колонну НКТ порции технической минерализованной воды в объеме 0,25 м3, при этом в процессе продавки по манометру 13 насосного агрегата контролируют давление в колонне НКТ 2, не допуская подъема давления выше максимально допустимого на колонну НКТ 2, например 9,0 МПа.Next, cycles of selling the adhesive composition along the
При достижении на манометре 13 максимально допустимого значения давления продавки, т.е. 9,0 МПа, давление в колонне НКТ 2 стравливают до нуля, приподнимают плунжер 6 насоса 4. Закачивают в колонну НКТ 2 порцию технической минерализованной воды объемом 0,5 м3 с целью перемещения порции клеевой композиции 12 в нижележащий интервал колонны НКТ 2.When the
Циклы продавки клеевой композиции технической минерализованной водой повторяют до полной обработки колонны НКТ 2 до вставного штангового насоса 4.The cycles of selling the adhesive composition with technical mineralized water are repeated until the
Объем закачиваемой технической минерализованной воды увеличивают с каждым циклом на 0,1 м3.The volume of injected technical mineralized water is increased with each cycle by 0.1 m 3 .
Например, объем колонны НКТ 2 наружным диаметром 73 мм до насоса 4 составляет 4,6 м3. После закачки в колонну НКТ 2 порции клеевой композиции 12 в объеме 1,0 м3, как указано выше, в колонне НКТ 2 остается: 4,6 м3-1,0 м3=3,6 м3.For example, the volume of the
Далее осуществляют первый цикл, состоящий из продавки клеевой композиции 12 закачкой технической минерализованной воды в колонну НКТ 2 в объеме 0,25 м3 и закачки 0,5 м3 технической минерализованной воды в колонну НКТ 2.Next, the first cycle is carried out, consisting of selling
Первый цикл: 3,6 м3-(0,25 м3+0,5 м3)=2,85 м3.The first cycle: 3.6 m 3 - (0.25 m 3 +0.5 m 3 ) = 2.85 m 3 .
С каждым циклом увеличивают на 0,1 м3 объем закачиваемой технической минерализованной воды, предназначенной для перемещения по колонне НКТ 2 порции клеевой композиции 12. Это связано с потерями клеевой композиции 12 по длине колонны НКТ 2 на ее внутренней поверхности, имеющей повреждения, швы, сколы, шероховатости (на фиг. 1-3 не показано), что позволяет обработать колонну НКТ 2 по всей длине и повышает эффективность герметизации. Таким образом:With each cycle, the volume of injected technical mineralized water designed to move along the
второй цикл: 2,85 м3-(0,25 м3+0,5 м3+0,1 м3)=2,0 м3;second cycle: 2.85 m 3 - (0.25 m 3 +0.5 m 3 +0.1 m 3 ) = 2.0 m 3 ;
третий цикл: 2,0 м3-(0,25 м3+0,6 м3+0,1 м3)=1,05 м3;third cycle: 2.0 m 3 - (0.25 m 3 +0.6 m 3 +0.1 m 3 ) = 1.05 m 3 ;
четвертый цикл: 1,05 м3-(0,25 м3+0,7 м3+0,1 м3)=0 м3.fourth cycle: 1.05 m 3 - (0.25 m 3 +0.7 m 3 +0.1 m 3 ) = 0 m 3 .
Таким образом, клеевая композицяи 12 продавлена до насоса 4 и обработана вся колонна НКТ 2.Thus, the
В процессе реализации способа продавку клеевой композиции производят порциями технической минерализованной воды, не превышая допустимого давления на колонну НКТ, что обеспечивает наиболее эффективное восстановление герметичности в колонне НКТ по сравнению с прототипом и исключает передавку клеевой композиции через поврежденные отверстия колонны НКТ.In the process of implementing the method, the adhesive composition is sold in portions of technical mineralized water without exceeding the permissible pressure on the tubing string, which ensures the most effective restoration of tightness in the tubing string compared to the prototype and excludes the transfer of the adhesive composition through damaged openings of the tubing string.
Затем приподнимают колонну штанг 5 (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) с плунжером 6 вставного штангового насоса 4 на h=1,5 м и закачкой технической воды в затрубное пространство 10 (фиг. 1 и 2) вымывают остатки клеевой композиции 12 из колонны НКТ 2 на поверхность, после чего оставляют добывающую скважину 1 на время упрочнения клеевой композиции.Then the
Сажают плунжер 6 вставного штангового насоса 4 в цилиндр 3 колонны НКТ 2 и запускают добывающую скважину 1 в работу.Plant the
В качестве клеевой композиции используют суспензию закупоривающего материала в загущенной жидкости при следующем содержании компонентов, мас. %:As an adhesive composition, a suspension of plugging material in a thickened liquid is used in the following components, wt. %:
- закупоривающий материал - 30;- clogging material - 30;
- загущенная жидкость - остальное.- thickened liquid - the rest.
В качестве закупоривающего материала используют разноразмерный эластичный пеноматериал с открытой пористостью на основе уретанов, или резины, или полимеров, например, крошку разного размера из пористой резины с открытыми ячейками на основе этиленпропиленового каучука марки EPDM.As a corking material, a multidimensional elastic foam material with open porosity based on urethanes, or rubber, or polymers, for example, different sized crumbs of porous rubber with open cells based on EPDM ethylene-propylene rubber, is used.
В качестве загущенной жидкости используют водонаполненные гели на основе полимеров, или ПАВ, или неорганических солей, или минеральных загустителей, или углеводородных эмульсий. Например, используют водонаполненный гель на основе полимера при следующем содержании компонентов, мас. %:Water-filled gels based on polymers, or surfactants, or inorganic salts, or mineral thickeners, or hydrocarbon emulsions are used as a thickened liquid. For example, use a polymer-based water-filled gel in the following components, wt. %:
- полимер - 0,2;- polymer - 0.2;
- вода техническая - остальное.- technical water - the rest.
В качестве полимера используют, например, DSGA Polymer, который принадлежит к группе синтетических, водорастворимых полимеров из группы полиакриламидов.As the polymer used, for example, DSGA Polymer, which belongs to the group of synthetic, water-soluble polymers from the group of polyacrylamides.
Загущенная жидкость обеспечивает нахождение закупоривающего материала во взвешенном состоянии, а использование разноразмерного эластичного пеноматериала обеспечивает герметизацию отверстия 7 колонны НКТ 2. Перед размещением в загущенной жидкости закупоривающий материал пропитывают составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде (нефти), например, на основе полиэфира или акрилата, что позволяет повысить долговечность герметизации.The thickened liquid ensures that the clogging material is in suspension, and the use of different-sized elastic foam ensures the sealing of the
Применяют известные полиэфирные составы отечественных или зарубежных производителей, например, Новол Плюс 720 или Neon S-1, либо применяют состав на основе акрилата при следующем содержании компонентов, мас. %:Use known polyester compositions of domestic or foreign manufacturers, for example, Novol Plus 720 or Neon S-1, or apply a composition based on acrylate in the following components, wt. %:
- тригидрат оксида алюминия - 60-65;- aluminum oxide trihydrate - 60-65;
- бутил акрилат-метил метакрилат - 30-35;- butyl acrylate-methyl methacrylate - 30-35;
- сополимерные красители - 3-5.- copolymer dyes - 3-5.
Расширяются технологические возможности способа за счет восстановления герметичности колонны НКТ в добывающей скважине без подъема колонны штанг с вставным штанговым насосом и НКТ на поверхность, что позволяет сократить простои скважины на время восстановления герметичности колонны НКТ, а также снизить финансовые затраты на реализацию способа.The technological capabilities of the method are expanded by restoring the tightness of the tubing string in the production well without raising the string of rods with an inserted sucker rod pump and tubing to the surface, which can reduce well downtime by the time of restoring the tightness of the tubing string, and also reduce the financial costs of implementing the method.
В два раза повышается долговечность герметизации, так как закупоривающий отверстие 7 колонны НКТ 2 пеноматериал пропитан составом, способным отверждаться как в водной, так и в углеводородной среде (нефти), благодаря чему в добывающей скважине сохраняется сила сцепления клеевой композиции 12 в отверстии 7 (фиг. 3). Поэтому при последующей эксплуатации добывающей скважины клеевая композиция, находящаяся в нефти, не теряет свои отверждающие способности и под действием столба добываемой нефти, находящейся в колонне НКТ, эластичные герметизирующие элементы не вылетают из отверстий, благодаря чему исключаются утечки нефти из колонны НКТ.The sealing durability is doubled, since the foam clogging the
Предлагаемый способ позволяет:The proposed method allows you to:
- восстановить герметичность колонны НКТ добывающей скважины, оборудованной колонной штанг с вставным штанговым насосом без подъема колонны штанг с глубинным насосом и НКТ на поверхность;- restore the tightness of the tubing string of a producing well equipped with a rod string with an inserted rod pump without lifting the rod string with a deep pump and tubing to the surface;
- повысить эффективность восстановления герметичности в колонне НКТ;- increase the efficiency of restoring the tightness in the tubing string;
- повысить долговечность герметизации.- increase the durability of the seal.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018139965A RU2697099C1 (en) | 2018-11-12 | 2018-11-12 | Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018139965A RU2697099C1 (en) | 2018-11-12 | 2018-11-12 | Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2697099C1 true RU2697099C1 (en) | 2019-08-12 |
Family
ID=67640285
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018139965A RU2697099C1 (en) | 2018-11-12 | 2018-11-12 | Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2697099C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5127473A (en) * | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
| WO1995032354A1 (en) * | 1993-01-19 | 1995-11-30 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| RU2076262C1 (en) * | 1993-06-28 | 1997-03-27 | Сологуб Анатолий Петрович | Method of sealing-up pipe lines |
| RU2121559C1 (en) * | 1998-03-27 | 1998-11-10 | Мамедов Борис Абдулович | Method of performing repair jobs in development well |
| RU2142595C1 (en) * | 1997-07-03 | 1999-12-10 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" | Method for reconditioning of leak-proofness of pipe-line systems |
| RU2168622C1 (en) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | METHOD OF LEAKAGE TEST OF FLOW STRING OF INJECTION WELL EQUIPPED WITH TUBING (Versions) |
| RU2586360C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of leakage of strings of oil and gas wells |
-
2018
- 2018-11-12 RU RU2018139965A patent/RU2697099C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5127473A (en) * | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
| WO1995032354A1 (en) * | 1993-01-19 | 1995-11-30 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| RU2076262C1 (en) * | 1993-06-28 | 1997-03-27 | Сологуб Анатолий Петрович | Method of sealing-up pipe lines |
| RU2142595C1 (en) * | 1997-07-03 | 1999-12-10 | Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР" | Method for reconditioning of leak-proofness of pipe-line systems |
| RU2121559C1 (en) * | 1998-03-27 | 1998-11-10 | Мамедов Борис Абдулович | Method of performing repair jobs in development well |
| RU2168622C1 (en) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | METHOD OF LEAKAGE TEST OF FLOW STRING OF INJECTION WELL EQUIPPED WITH TUBING (Versions) |
| RU2586360C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method for elimination of leakage of strings of oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104632123B (en) | Ultralow-pressure well plugging method | |
| CN106948788B (en) | Method for implementing secondary well cementation in horizontal well section | |
| CN110284865B (en) | Process method for completing repeated fracturing and energy supplement of compact oil horizontal well at one time | |
| CN106639971B (en) | A kind of high pressure-bearing method for blocking of perforation holes | |
| CN105670584B (en) | Temporary plugging kill fluid suitable for repairing low-permeability low-pressure gas well and preparation method thereof | |
| US2342588A (en) | Method for preventing the loss of drilling fluid during the drilling of wells | |
| CN109779563B (en) | Combined oil pump for preventing well flushing from polluting oil layer | |
| RU2697099C1 (en) | Method of recovery of tightness of a tubing string of a production well equipped with an insert sucker-rod pump | |
| CN203022700U (en) | Machine pumping-speed pipe composite water drainage gas production device | |
| CN206737855U (en) | A kind of new well completion packer slips | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| CN106761514A (en) | Casing damage well self-expansion rubber patching device and patching method thereof | |
| CN101839125B (en) | Pressurized water injection device | |
| CN204493150U (en) | Oil-well pump with equal-diameter self-adaptive plunger anti-scaling clamp | |
| CN210509117U (en) | Dry hole packing plug control valve | |
| CN104070596A (en) | Ultra high temperature oil well set cement curing kettle and use method thereof | |
| CN206376845U (en) | A kind of steam drives producing well lifting arm tubing string | |
| CN203430487U (en) | Device for recovering and enabling oil well casing gas to enter oil return pipeline with low casing pressure | |
| CN208010326U (en) | A kind of horizontal well acidizing device | |
| CN203285341U (en) | With-pressure wet drill coring bit | |
| CN107869322A (en) | Drag for sand instrument in underground | |
| CN208587121U (en) | It is a kind of with prevent injury reservoir function flushing manhole tube rod column | |
| RU2137908C1 (en) | Method for destruction of hydrate-ice, asphaltene-resin and paraffin depositions in well provided with sucker rod pump | |
| CN111764877A (en) | Critical rupture pressure-changing blockage removal process method | |
| CN201705632U (en) | Rodless hydraulic deep oil well pump |