RU2715391C1 - Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) - Google Patents
Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715391C1 RU2715391C1 RU2018133746A RU2018133746A RU2715391C1 RU 2715391 C1 RU2715391 C1 RU 2715391C1 RU 2018133746 A RU2018133746 A RU 2018133746A RU 2018133746 A RU2018133746 A RU 2018133746A RU 2715391 C1 RU2715391 C1 RU 2715391C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- interval
- component
- permeability
- temperature
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000008439 repair process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 32
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 27
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 20
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 20
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 23
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 108091006146 Channels Proteins 0.000 description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- QKFJKGMPGYROCL-UHFFFAOYSA-N phenyl isothiocyanate Chemical group S=C=NC1=CC=CC=C1 QKFJKGMPGYROCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы.The invention relates to the field of oil and gas production and can be applied when repairing production wells by pumping cement slurry into the pores and cracks of the rock.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб, закачивание в интервал нарушения высоковязкой гидрофобной жидкости в количестве 2-10 м3/ 1 погонный метр интервала нарушения и закачивание тампонажного состава в интервал нарушения, имеющего плотность, равную плотности гидрофобной жидкости и вязкость в диапазоне от 750 до 2500 Па при скорости сдвига 2-600 с-1 [RU2247825, дата публикации: 10.03.2005 г., МПК: E21B 33/138] Known is a method of isolation and to reduce water in the horizontal production well bore, comprising: lowering into the well tubing, the injection of a high-range violations hydrophobic liquid in an amount of 2-10 m 3/1 meter interval disorders and injection of grouting composition in the range violations, having density equal to the density of the hydrophobic fluid and viscosity in the range from 750 to 2500 Pa at a shear rate of 2-600 s -1 [RU2247825, publication date: 03/10/2005, IPC: E21B 33/138]
Известен способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачивание в интервал нарушения тампонажной смеси, которая состоит из формальдегидной смолы и отвердителя в виде кислоты, при этом закачивание кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении, выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления закачивания [RU2325507, дата публикации: 20.07.2007 г., МПК: E21B 33/138].A known method of isolating water inflow into a well, including pumping a grout mixture in the interval of violation, which consists of formaldehyde resin and a hardener in the form of acid, while pumping the acid and grout mixture is carried out continuously at a pressure above the fracture pressure of this formation, followed by curing of the grout mixtures without reducing the injection pressure [RU2325507, publication date: 07/20/2007, IPC: E21B 33/138].
В качестве прототипа выбран способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной колонны скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения, заполнение эксплуатационной колонны технологической жидкостью до выхода технологической жидкости на поверхность, определение приемистости интервала нарушения, выбор типа двухкомпонентного тампонажного состава, создание циркуляции технологической жидкости температурой 5-10 ⁰С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава с последующим непрерывным закачиванием двухкомпонентного тампонажного состава в НКТ и его продавливанием технологической жидкостью до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ, поднятие НКТ, до достижения верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава, закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/c до достижения давления на 10% ниже предельно допустимого давления на скважину, последующее периодическое подкачивание по мере снижения давления двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до остановки приемистости интервала нарушения, плавное снижение давления в стволе до 40-60% от достигнутого в процессе подкачивания [RU2520217, дата публикации: 20.06.2014 г., МПК: E21B 33/138, С09K 8/44].As a prototype, the method of repair and insulation work of the production casing of the well was selected, including the descent of tubing, tubing, the open end of the tubing at a depth below the failure interval, filling the production string with process fluid until the process fluid reaches the surface, determining the injectivity of the failure interval , the choice of the type of two-component cement composition, the creation of a circulation of the process fluid with a temperature of 5-10 ° C and a density of less or more than of the injected two-component cement composition followed by continuous injection of the two-component cement composition in the tubing and its forcing by the process fluid until the liquid columns in the tubing and the annular space behind the tubing are balanced, raising the tubing until the upper boundary of the two-component cement composition is reached, pumping the two-component cement composition into the bicomponent composition with a flow rate of not more than 2 l / s until a pressure is reached 10% below the maximum permissible pressure on the well, followed by Periodic pumping as the pressure of the two-component cementing composition decreases to the violation interval until the injectivity of the violation interval stops, smooth reduction of the pressure in the barrel to 40-60% of that achieved during pumping [RU2520217, publication date: 06/20/2014, IPC: E21B 33 / 138, C09K 8/44].
Недостатком прототипа и известных способов проведения ремонтно-изоляционных работ является низкая вероятность герметизации активных и неактивных каналов водоносного пласта за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава. Это происходит потому, что тампонажный состав при закачивании поступает по пути наименьшего сопротивления с потоком жидкости в активные каналы, вследствие чего при закачивании всего объема состава, либо объема, превышающего расчетный объем закачиваемого состава, может произойти герметизация только активных каналов водоносного пласта. При этом после завершения ремонтно-изоляционных работ жидкость из водоносного пласта может начать поступать в скважину через неактивные на момент закачивания каналы, что может привести к повторному обводнению скважины, и потребовать повторения трудоемкого и дорогостоящего процесса проведения ремонтно-изоляционных работ. В связи с этим возникает необходимость в способе, который будет обеспечивать возможность герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.The disadvantage of the prototype and known methods of repair and insulation work is the low probability of sealing the active and inactive channels of the aquifer for one injection cycle of a two-component cement composition. This is because the grouting composition during injection enters the path of least resistance with the fluid flow into the active channels, as a result of which, when pumping the entire volume of the composition, or the volume exceeding the calculated volume of the injected composition, only the active channels of the aquifer can be sealed. At the same time, after completion of the repair and insulation works, fluid from the aquifer may begin to flow into the well through channels that were inactive at the time of pumping, which may lead to re-watering of the well and require a repeat of the laborious and expensive process of repair and insulation work. In this regard, there is a need for a method that will provide the ability to seal the channels of the aquifer, having a different nature of permeability, for one injection cycle of a two-component cement composition.
Технической проблемой, на решение которой направлено изобретение, является расширение арсенала способов проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины.The technical problem to which the invention is directed is the expansion of the arsenal of methods for repair and insulation works of a production well.
Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является обеспечение возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.The technical result to which the invention is directed is to provide the possibility of sealing the channels of the aquifer, having a different nature of permeability, for one injection cycle of a two-component grouting composition.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины включает определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. В отличие от прототипа определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, а закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа.The method of repair and insulation work of a production well includes determining the filtration and temperature parameters of the failure interval, calculating the optimal solidification time of the two-component cement composition, producing a batch of two-component cement composition with desired properties, placing tubing in the well near the violation interval, and pumping the two-component cement composition into interval of violation. In contrast to the prototype, the determination of the parameters of the interval of violation includes determining the temperature and permeability of the interval of violation, the calculation of the optimal solidification time of the two-component cement composition is carried out taking into account the temperature and permeability of the interval of violation, and the injection of the two-component cement composition is carried out taking into account the time of solidification of the composition until the composition pressure reaches 25 —30 MPa.
Определение температуры и проницаемости интервала нарушения подразумевает получение данных динамики изменения значений температуры по стволу «остановленной скважины», температуры и проницаемости интервала нарушения «работающей скважины». Проницаемость интервала нарушения может быть обусловлена природой активных каналов пласта (разрывная и/или трещинная, и/или пористая, и/или низкопористая, и/или капиллярная, и/или субкапиллярная и др.), а также количеством и размером активных и не активных каналов пласта. При этом определение температуры и проницаемости интервала нарушения может быть осуществлено любыми известными способами при помощи любых известных устройств для проведения геофизических измерений.Determining the temperature and permeability of the disturbance interval implies obtaining data on the dynamics of changes in temperature values along the stem of a “stopped well”, temperature and permeability of the disturbance interval of a “working well”. The permeability of the disturbance interval may be due to the nature of the active channels of the formation (discontinuous and / or fractured, and / or porous, and / or low porous, and / or capillary, and / or subcapillary, etc.), as well as the number and size of active and inactive channels of the reservoir. In this case, the determination of the temperature and permeability of the disturbance interval can be carried out by any known methods using any known devices for conducting geophysical measurements.
Двухкомпонентный тампонажный состав (ДТС) представляет собой жидкое вещество без твердых частиц и ограничений по максимальному значению давления закачивания, имеющее регулируемое время затвердевания. В качестве ДТС выбирают состав ООО «ПИТЦ Нефтеотдача», изготовленный по ТУ 2458-015-55058481-2004.The two-component grouting composition (TPA) is a liquid substance without solid particles and restrictions on the maximum value of the injection pressure, having an adjustable solidification time. The composition of PITC Nefteotdacha LLC, manufactured in accordance with TU 2458-015-55058481-2004, is chosen as a TPA.
Расчёт оптимального времени затвердевания ДТС производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, что подразумевает определение начальной жидкотекучести и скорости изменения жидкотекучести в процессе движения ДТС по НКТ, его размещения в пласте с учётом фактических данных о значениях температурного поля и соблюдением условия потери жидкотекучести ДТС в активных каналах интервала нарушения в сочетании с сохранением текучести состава в процессе его закачивания в НКТ. Скорость изменения текучести ДТС обеспечивает возможность определения времени снижения жидкотекучести ДТС до нуля и может зависеть от температуры пути следования ДТС от ёмкости забора в насос до каналов интервала нарушения, планового объёма ДТС для проведения ремонтно изоляционных работ, расчётного времени закачки ДТС, обеспечивающего потерю текучести ДТС в активных каналах пласта, при сохранении текучести ДТС на участке от ёмкости забора реагента до изолируемого пласта. The calculation of the optimum solidification time of the TPA is made taking into account the temperature and permeability of the disturbance interval, which implies the determination of the initial fluidity and the rate of change of fluidity during the movement of the TPA along the tubing, its placement in the reservoir taking into account the actual data on the temperature field and the conditions for the loss of fluidity of the TPA in active channels of the disturbance interval in combination with maintaining the fluidity of the composition during its pumping into the tubing. The rate of change in the fluidity of TPA provides the ability to determine the time to reduce the fluidity of TPA to zero and may depend on the temperature of the route of TPA from the capacity of the intake into the pump to the channels of the interval of violation, the planned volume of TPA for repair and insulation work, the estimated time of injection of TPA, which ensures the loss of fluidity of TPA in active channels of the formation, while maintaining the fluidity of the TPA in the area from the capacity of the reagent intake to the isolated formation.
Расчёт оптимального времени затвердевания ДТС с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения может быть произведен по формуле (1):The calculation of the optimal solidification time of TPA, taking into account the temperature and permeability of the violation interval, can be performed according to the formula (1):
tзатв. = RT2, (1)t shutter = RT 2 , (1)
где R-коэффициент затвердевания, который задается при производстве ДТС,where R is the coefficient of solidification, which is set during the production of TPA,
T – температура интервала нарушения.T is the temperature of the violation interval.
При изготовлении ДТС учитываются исходные параметры и необходимость соблюдения следующего условия:In the manufacture of TPA, the initial parameters and the need to comply with the following conditions are taken into account:
tзатв. (Тнкт) > tзатв. (Тпласта),t shutter (T nct )> t shutter (T layer )
tзатв. (Тнкт) < tзак.,t shutter (T nct ) <t zak .,
где tзак. – время закачивания ДТС,where t zak. - pumping time of TPA,
Тнкт – температура внутри насосно компресорных труб,T NKT - temperature inside the pump-compressor pipes,
Тпласта – температура внутри пласта.T formation - the temperature inside the formation.
Определение начальной жидкотекучести ДТС может быть осуществлено по формуле (2):Determination of the initial fluidity of TPA can be carried out according to the formula (2):
где Q – расход реагента, необходимый для размещения в изолируемом интервале нарушения,where Q is the reagent consumption necessary for placement in the isolated interval of violation,
rскв. – радиус скважины,r well - well radius,
K – коэффициент жидкотекучести ДТС,K is the coefficient of fluidity of TPA,
h – толщина коллектора в интервале нарушения,h is the thickness of the reservoir in the violation interval,
Pзак. – давление закачивания ДТС,P Zak. - injection pressure TPA,
k – коэффициент проницаемости интервала нарушения.k is the permeability coefficient of the violation interval.
Определение скорости изменения жидкотекучести ДТС может быть осуществлено по формуле (3):The determination of the rate of change in the fluidity of TPA can be carried out according to the formula (3):
V= E*tзатв, (3)V = E * t shutter , (3)
где E - коэффициент динамики жидкотекучести.where E is the coefficient of dynamics of fluidity.
Определение времени сохранения жидкотекучести можно определить по формуле (4): The determination of the fluidity retention time can be determined by the formula (4):
tжт = М/ V, (4)t WT = M / V, (4)
где М- начальная жидкотекучесть состава, where M is the initial fluidity of the composition,
V– скорость изменения жидкотекучести состава.V– rate of change in the fluidity of the composition.
В стандартных лабораторных условиях время соханения жидкотекучести соответствует времени увеличения вязкости активизированного ДТС до 2 Па*с. ДТС с вязкостью более 2 Па*с может продвигаться по манифольдам, НКТ, крупным каналам и трещинам пласта после прохождения через насос высокого давления, но уже не может перемещаться обратно к насосу.Under standard laboratory conditions, the retention time of fluidity corresponds to the time of increasing the viscosity of activated TPA to 2 Pa * s. TPA with a viscosity of more than 2 Pa * s can move along manifolds, tubing, large channels and formation fractures after passing through a high pressure pump, but can no longer move back to the pump.
Размещение насосно-компрессорных труб с пакером в скважине вблизи интервала нарушения обеспечивает возможность транспортирования двухкомпонентного тампонажного состава до уровня интервала нарушения. При этом погружение насосно-компрессорных труб может быть осуществлено любыми известными способами при помощи любого известного оборудования.Placing tubing with a packer in the well near the fault interval provides the ability to transport a two-component grouting composition to the level of the fault interval. In this case, the immersion of the tubing can be carried out by any known method using any known equipment.
Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава внутрь интервала нарушения подразумевает проталкивание его в интервал нарушения через насосно-компрессорные трубы насосом высокого давления с последующей продавкой технологической жидкостью.The injection of a two-component grouting composition into the violation interval implies pushing it into the violation interval through the tubing with a high pressure pump followed by pumping with the process fluid.
Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава с учетом времени его затвердевания подразумевает управление скоростью закачивания состава с учётом динамики жидкотекучести, что обеспечивает кольматацию активных каналов пласта и перенаправление закачиваемых объёмов изоляционного состава в изначально неактивные каналы фильтрации. При этом закачивание состава с учетом времени его затвердевания может быть осуществлено с предельно низким давлением и расходом для недопущения выхода большого объема состава за пределы планируемого изоляционного экрана вглубь пласта через активные каналы.The injection of a two-component grouting composition taking into account the solidification time implies controlling the injection rate of the composition taking into account the dynamics of fluidity, which ensures the clogging of the active channels of the formation and redirection of the injected volumes of the insulating composition into the initially inactive filtration channels. In this case, the composition can be injected taking into account its solidification time with extremely low pressure and flow rate to prevent a large volume of the composition from going beyond the planned insulating screen into the depth of the formation through active channels.
Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения производят до достижения давления 25-30 МПа, после чего без срыва пакера выполняется продавка состава из НКТ в пласт технической водой, что обеспечивает возможность заполнения всех неактивных каналов, способных обводнять скважину при стандартных значениях депрессии, т.е. формирования герметичного водоизоляционного экрана в области интервала нарушения. При этом достижение необходимого давления может быть произведено с низким и/или высоким темпом закачивания состава в интервал нарушения. Низкое давление закачивания состава подразумевает значение в диапазоне 5-30% от достигаемого давления и обеспечивает возможность снижения объема состава, необходимого для формирования герметичного водоизоляционного экрана. Высокое давление скорости закачивания состава подразумевает значение в диапазоне 30-70% от достигаемого давления и обеспечивает возможность повышения вероятности заполнения неактивных на момент закачивания состава каналов водоносного пласта.The two-component grouting composition is pumped into the violation interval until a pressure of 25-30 MPa is reached, after which, without breaking the packer, the composition is pumped from the tubing into the reservoir with technical water, which makes it possible to fill all inactive channels that can flood the well at standard values of depression, i.e. . the formation of a sealed waterproofing screen in the area of the interval of violation. At the same time, the necessary pressure can be achieved with a low and / or high rate of pumping the composition into the violation interval. Low injection pressure of the composition implies a value in the range of 5-30% of the achieved pressure and provides the ability to reduce the volume of the composition required to form a sealed waterproofing screen. High pressure of the injection rate of the composition implies a value in the range of 30-70% of the achieved pressure and provides the possibility of increasing the probability of filling inactive at the time of injection of the composition of the channels of the aquifer.
Изобретение обладает следующими ранее не известными из уровня техники существенными отличительными признаками:The invention has the following salient features that are not previously known from the prior art:
⎯ определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения, а определение скорости затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, что позволяет определить необходимое время затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава при его движении внутри интервала нарушения;⎯ determining the parameters of the violation interval includes determining the temperature and permeability of the violation interval, and determining the solidification rate of the two-component cement composition, taking into account the temperature and permeability of the violation interval, which allows you to determine the necessary solidification time of the two-component cement composition during its movement within the violation interval;
⎯ закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения производят с учетом времени затвердевания состава, что позволяет определить необходимое время закачивания двухкомпонентного тампонажного состава и осуществить герметизацию активных каналов пласта таким образом, чтобы первые порции состава, разместившиеся в наиболее проницаемых пропластках, загустели до потери жидкотекучести, а последующие части состава поступали в менее проницаемые пропластки;⎯ injection of a two-component cement slurry into the violation interval is carried out taking into account the solidification time of the composition, which allows you to determine the required injection time of the two-component cement slurry and to seal the active channels of the formation so that the first portions of the composition located in the most permeable interlayers thicken to a loss of fluidity, and subsequent parts of the composition entered less permeable layers;
⎯ закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа, что позволяет осуществить герметизацию неактивных каналов пласта.⎯ injection of a two-component grouting composition is carried out until the composition pressure is reached in the range of 25-30 MPa, which allows sealing inactive channels of the formation.
Существенные признаки изобретения позволяют определить необходимое время затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, определить необходимую скорость закачивания двухкомпонентного тампонажного состава и осуществить герметизацию активных и неактивных каналов пласта за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава, благодаря чему достигается технический результат, заключающийся в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за одну технологическую операцию, тем самым расширяется арсенал способов проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины.The essential features of the invention make it possible to determine the necessary solidification time of the two-component cement composition, to determine the necessary injection rate of the two-component cement composition and to seal the active and inactive formation channels in one injection cycle of the two-component cement composition, thereby achieving a technical result, which makes it possible to seal the channels of the aquifer, having a different nature of permeability, for one technologist eskuyu operation, thus expanding the arsenal of ways to carry out repair and insulation works of the production well.
Наличие ранее неизвестных из уровня техники существенных признаков свидетельствует о соответствии изобретения критерию патентоспособности «новизна».The presence of previously unknown essential features of the prior art indicates that the invention meets the patentability criterion of "novelty."
Существенные признаки изобретения обеспечивают возможность достижения неочевидного технического результата, заключающегося в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава. Это происходит за счет того, что перед началом работ дополнительно производят определение температуры и проницаемости интервала нарушения, что позволяет получить данные о динамике изменения этих величин по пути закачки реагента в пласте, при удалении от стенки скважины и о структуре пласта в целом. Одновременно с этим данные температуры и проницаемости интервала нарушения также позволяют определить необходимые параметры состава, которые впоследствии обеспечат необходимую жидкотекучесть состава при его движении вглубь пласта, несмотря на изменение температуры пласта и сопротивление пласта составу, из-за изменения его проницаемости. При этом данные о времени затвердевания тампонажного состава внутри интервала нарушения позволяют определить момент заполнения активных каналов пласта и отвердевания в них тампонажного состава, а достижение давления в 25-30 МПа позволяет определить переход тампонажного состава в неактивные каналы пласта с последующим его отвердеванием в них, что позволяет полностью загерметизировать интервал нарушения. Это свидетельствует о соответствии изобретения критерию патентоспособности «изобретательский уровень».The essential features of the invention provide the ability to achieve an unobvious technical result, which consists in providing the ability to seal the channels of the aquifer, having a different nature of permeability, in one injection cycle of a two-component cement composition. This is due to the fact that before starting work, an additional determination is made of the temperature and permeability of the disturbance interval, which allows us to obtain data on the dynamics of changes in these values along the reagent injection path in the formation, when moving away from the well wall and the structure of the formation as a whole. At the same time, the data on the temperature and permeability of the disturbance interval also make it possible to determine the necessary composition parameters, which subsequently provide the necessary fluidity of the composition when it moves deep into the formation, despite the change in the temperature of the formation and the resistance of the formation to composition due to changes in its permeability. At the same time, data on the solidification time of the grouting composition within the violation interval allows determining the moment of filling the active channels of the formation and solidification of the grouting composition in them, and reaching a pressure of 25-30 MPa allows you to determine the transition of the grouting composition into inactive channels of the formation with its subsequent solidification in them, which allows you to completely seal the violation interval. This indicates the compliance of the invention with the patentability criterion of "inventive step".
Изобретение может быть реализовано при помощи известных средств, материалов и технологий, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».The invention can be implemented using known means, materials and technologies, which indicates its compliance with the patentability criterion of "industrial applicability".
Изобретение реализуется следующим образом.The invention is implemented as follows.
Для определения параметров интервала нарушения эксплуатационной скважины, находящегося на глубине 1865 м, проводили ее геофизическое исследование путем погружения в нее геофизического каротажного зонда. Посредством термокаротажа и потокометрических исследований получали данные температуры и проницаемости интервала нарушения эксплуатационной скважины. При этом температура интервала нарушения находилась в диапазоне от 25°С до 26°С в граничной зоне интервала нарушения и изменялась до 28°С в области пласта, при этом температура ствола скважины в интервале 1865-0 менялась от 25°С до 12°С Также было установлено, что подлежащий изоляции пласт имел трещинно поровый тип коллектора что обуславливало значительную долю неактивных каналов, и невозможность успешного выполнения изоляции за одну технологическую операцию. Общая проницаемость подлежащего изоляции пласта составляла 850 мД, при максимально допустимой, для обводнённого интервала, на месторождении - 5 мД.To determine the parameters of the interval of disruption of a production well located at a depth of 1865 m, its geophysical survey was carried out by immersing a geophysical logging probe into it. By means of thermal logging and flowometric studies, temperature and permeability data were obtained for the interval of disruption of the production well. The temperature of the disturbance interval was in the range from 25 ° C to 26 ° C in the boundary zone of the violation interval and changed to 28 ° C in the reservoir area, while the temperature of the wellbore in the range of 1865-0 varied from 25 ° C to 12 ° C It was also found that the formation to be insulated had a fractured pore type of reservoir, which led to a significant proportion of inactive channels, and the impossibility of successfully performing isolation in one technological operation. The total permeability of the formation to be isolated was 850 mD, with the maximum allowable for the waterlogged interval, at the field - 5 mD.
По формулам 1 – 4 получили массивы данных и обработали их посредством программного обеспечения, основанном на методе итераций. По доступным для ликвидации нарушения рецептурам производства ООО «ПИТЦ Нефтеотдача» по ТУ 2458-015-55058481-2004 г., в соответствии с полученным расчётом изготовили необходимый объём ДТС, обладающий нужными параметрами, и доставили его на скважину.According to formulas 1-4, we obtained data arrays and processed them using software based on the iteration method. According to the formulations available for elimination of the violation, LLC PITC Nefteotdacha LLC in accordance with TU 2458-015-55058481-2004, in accordance with the calculation, we made the necessary volume of TPA with the necessary parameters and delivered it to the well.
В скважине на НКТ (НКТ73 марки К) разместили уплотнитель (пакер ПРО-ЯМО3-122-59-1000-Т100-К3) на глубине 1822 м, опрессовали оборудование на 45 МПа, герметизировали скважину. После этого в скважину закачали 8 м3 ДТС с продавкой технологической жидкостью в объёме НКТ. При этом состав в пласт закачивали в течение 40 мин при минимальном давлении, составляющем 5 МПа, в результате чего он проникал в активные каналы и заполнял их. При этом в процессе затвердевания состава в активных каналах на 40-й минуте регистрировали увеличение давления закачки до 15 МПа после чего состав при давлении закачки возросшем за 5 мин до 18 МПа, начал поступать в неактивные каналы и заполнял их. Закачивание состава производили при постоянной скорости с постепенным увеличением давления на 1 МПа/мин до достижения давления 27 МПа. На этих значениях плановый объём закачки и продавки оказался выполнен, после чего, не сбрасывая давления, перешли к мониторингу падения устьевого давления, который производился в течение 20 мин. Произошло снижение устьевого давления до 24 МПа, после чего, в течение часа давление оставалось неизменным. Через 1,5 часа после прекращения закачки устьевое давление стравили, через 6 часов после прекращения закачки приступили к подъёму НКТ и пакера. После восстановления забоя до первоначального (разбурки стакана ДТС с головы пробки из ДТС, зафиксированной на гл. 1844), скважина была опрессована избыточным давлением на 20 МПа (герметично) и снижением уровня до 1000 м. За 3 часа подъём уровня жидкости в скважине составил 4 м, что соответствует 0,2-0,4 м3/сут., при этом до ремонта приток воды из интервала нарушения составлял 40м3/сут. In the borehole on the tubing (tubing 73 grade K), a sealant (packer PRO-YAMO3-122-59-1000-T100-K3) was placed at a depth of 1822 m, the equipment was crimped at 45 MPa, and the well was sealed. After that, 8 m 3 TPA was pumped into the well with the sale of process fluid in the volume of tubing. In this case, the composition was injected into the reservoir for 40 min at a minimum pressure of 5 MPa, as a result of which it penetrated into the active channels and filled them. In the process of solidification of the composition in the active channels at the 40th minute, an increase in the injection pressure to 15 MPa was recorded, after which the composition, with the injection pressure increased in 5 minutes to 18 MPa, began to flow into the inactive channels and filled them. The composition was pumped at a constant speed with a gradual increase in pressure by 1 MPa / min until a pressure of 27 MPa was reached. At these values, the planned volume of injection and discharging was fulfilled, after which, without relieving pressure, we switched to monitoring the wellhead pressure drop, which was carried out for 20 minutes. Wellhead pressure decreased to 24 MPa, after which, for an hour, the pressure remained unchanged. 1.5 hours after the cessation of injection, the wellhead pressure was vented, and 6 hours after the cessation of injection, the tubing and packer were lifted. After restoring the bottom to the initial one (drilling a glass of TPA from the head of a plug from TPA recorded in Sec. 1844), the well was pressure-tested by 20 MPa overpressure (hermetically) and lowering the level to 1000 m. In 3 hours, the liquid level in the well was 4 m, which corresponds to 0.2-0.4 m 3 / day., while before repair, the inflow of water from the violation interval was 40 m 3 / day.
Таким образом достигается технический результат, заключающийся в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава, тем самым расширяется арсенал способов проведения ремонтно-изоляционных работ буровой скважины.Thus, a technical result is achieved, which consists in providing the possibility of sealing the channels of the aquifer, having a different nature of permeability, for one injection cycle of a two-component cement composition, thereby expanding the arsenal of methods for repair and insulation of a borehole.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018133746A RU2715391C1 (en) | 2018-09-25 | 2018-09-25 | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018133746A RU2715391C1 (en) | 2018-09-25 | 2018-09-25 | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2715391C1 true RU2715391C1 (en) | 2020-02-27 |
Family
ID=69630968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018133746A RU2715391C1 (en) | 2018-09-25 | 2018-09-25 | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2715391C1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2039206C1 (en) * | 1991-09-12 | 1995-07-09 | Комплексная тематическая экспедиция Государственного геологического предприятия "Томскнефтегазгеология" | Grouting mortar |
| RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
-
2018
- 2018-09-25 RU RU2018133746A patent/RU2715391C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2039206C1 (en) * | 1991-09-12 | 1995-07-09 | Комплексная тематическая экспедиция Государственного геологического предприятия "Томскнефтегазгеология" | Grouting mortar |
| RU2520217C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-tamponazhnye-smesi.pdf. Найдено в сети Интернет 16.05.2019. М.О. АШРАФЬЯН. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М, "Недра", 1989 * |
| В.И. ЗВАРЫГИН. Тампонажные смеси. Учебное пособие. Красноярск СФУ, 2014, с.105-106, 113-115 * |
| В.И. ЗВАРЫГИН. Тампонажные смеси. Учебное пособие. Красноярск СФУ, 2014, с.105-106, 113-115 http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-tamponazhnye-smesi.pdf. Найдено в сети Интернет 16.05.2019. М.О. АШРАФЬЯН. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М, "Недра", 1989. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111271043B (en) | Oil and gas well ground stress capacity-expansion transformation yield increasing method | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| CN104213830B (en) | For the controlled pressure drilling method of narrow ' Safe Density Windows geological conditions | |
| EA037344B1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| CA2743504C (en) | Methods for minimizing fluid loss to and determining the locations of lost circulation zones | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2522366C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| CN110886594B (en) | Method for exploiting coal bed gas | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| US7530408B2 (en) | Method of consolidating an underground formation | |
| US4434848A (en) | Maximizing fracture extension in massive hydraulic fracturing | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2715391C1 (en) | Method of carrying out repair and insulation works of a production well by two-component backfill composition (tbc) | |
| US2293904A (en) | Method of batch cementing | |
| RU2542000C1 (en) | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) | |
| RU2235858C2 (en) | Method for preventing gas migration along behind-column space of oil and gas wells, as well as following intercolumn gas manifestations and gas springs on their mouths | |
| RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit | |
| Usaitis | Laboratory evaluation of sodium silicate for zonal isolation | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2196885C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs | |
| RU2603867C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil deposit |