RU2726718C1

RU2726718C1 - Well completion method

Info

Publication number: RU2726718C1
Application number: RU2019105017A
Authority: RU
Inventors: Сумбат Набиевич Закиров; Эрнест Сумбатович Закиров; Илья Михайлович Индрупский; Даниил Павлович Аникеев
Priority date: 2019-02-22
Filing date: 2019-02-22
Publication date: 2020-07-15

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, namely, to completion of oil and gas wells with guarantee of their tightness provision. Casing string is lowered with pre-created holes in the column at the level of bottomhole, and packer on outer side into open shaft. Displacement gas agent is injected to the well bottom to remove the drilling fluid, and then the sealing agent heated to a fluid condition in an amount required to fill a given volume of space behind the casing string, to prevent the formation fluid from entering the well. Mark, composition and parameters of the sealing composite are selected so that fluidity during pumping into the well and bottomhole zone with subsequent hardening under action of formation temperature and pressure. Temperature sensor is placed at the bottom of the well to monitor the fluid flow and several electric heating elements along the inner side of the casing string. After completion of pumping of sealing composite well is held under pressure for 3–5 days, then equipment is lowered to form filter from permeable backfill composition at well bottom by standard technology.EFFECT: long-term tightness is provided.3 cl, 2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к заканчиванию скважин с целью обеспечения их герметичности.The proposed invention relates to the oil and gas industry, namely to the completion of wells in order to ensure their tightness.

Широко распространен способ заканчивания забоя вертикальных нефтяных и газовых скважин с закрытым забоем, согласно [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М.: 2000 г., с. 229]. В этом случае продуктивная толща перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием и перфорацией (рис. 4.1. а).A widespread method of completing the bottom of vertical oil and gas wells with a closed bottom, according to [Basarygin YM, Bulatov AI, Proselkov YM. Well completion M .: 2000, p. 229]. In this case, the pay stratum is overlapped by a solid string or liner, followed by cementing and perforation (Fig. 4.1. A).

При таком способе заканчивания продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, который не оказывает негативного воздействия на пласт. Затем скважину цементируют. Данная операция нарушает гидродинамическую связь с пластом, для ее восстановления осуществляют перфорацию одним из известных способов (например, кумулятивный, пулевой, гидроструйный).With this completion method, the productive target is opened together with the overlying sediments using drilling mud that does not adversely affect the formation. Then the well is cemented. This operation breaks the hydrodynamic connection with the formation; to restore it, perforation is carried out using one of the known methods (for example, cumulative, bullet, water jet).

В зависимости от геолого-геофизических условий и наличия тех или иных материалов и оборудования отличают различные способы цементирования скважины. Не останавливаясь на них, подробно выделим общие их особенности.Depending on the geological and geophysical conditions and the availability of certain materials and equipment, various methods of well cementing are distinguished. Without dwelling on them, let us highlight their common features in detail.

В скважине, за счет создания циркуляции, буровой раствор заменяется на тампонажный раствор (возможно, с промежуточным использованием буферной жидкости между ними) с последующим формированием цементного кольца. Вне зависимости от конкретной реализации процесса цементирования скважины создание цементного кольца обладает определенными недостатками и потенциально создает ряд проблем при дальнейшей эксплуатации скважин [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М.: 2000 г., с. 229].In the well, due to the creation of circulation, the drilling fluid is replaced with a grouting fluid (possibly with the intermediate use of a spacer fluid between them), followed by the formation of a cement ring. Regardless of the specific implementation of the well cementing process, the creation of a cement ring has certain disadvantages and potentially creates a number of problems in the further operation of wells [Basarygin YM, Bulatov AI, Proselkov YM. Well completion M .: 2000, p. 229].

♦ Так, неполное вытеснение бурового раствора тампонажным приводит к наличию в дальнейшем трещин, пустот и потере герметичности. В зависимости от различных условий может оказываться невытесненным от 25% до 5% от начального ♦ So, incomplete displacement of the drilling fluid by the grouting fluid leads to the presence of further cracks, voids and loss of tightness. Depending on various conditions, it may turn out to be unpressed from 25% to 5% of the initial

количества бурового раствора (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М: 2000 г, с. 478, рис. 7.4.) the amount of drilling fluid (Basarygin Yu.M., Bulatov A.I., Proselkov Yu.M. Well completion M: 2000, p. 478, Fig. 7.4.)

Загустевание тампонажного раствора снижает однородность его распределения в заколонном пространстве и приводит к формированию неохваченных цементированием зон и дополнительной нагрузке на оборудование.

Thickening of the grouting slurry reduces the uniformity of its distribution in the annulus and leads to the formation of zones not covered by cementing and an additional load on the equipment.

Процесс перфорации скважины, проводимой после формирования цементного камня, приводит к появлению кратковременных, но существенных по значению нагрузок, ведущих к частичному разрушению цементного камня вне зон перфорации.

The process of perforating the well, carried out after the formation of the cement stone, leads to the appearance of short-term, but significant in value, loads leading to partial destruction of the cement stone outside the perforated zones.

Наиболее близким к предлагаемому является способ обеспечения герметичности скважины, изложенный в работе С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский Глобальные проблемы человечества и пути их преодоления. Москва, Изд-во Preass-Book.ru, Литературно-художественное издание, 155 с: илл. ISBN 978-5-9909574-9-7 (копии соответствующих страниц прилагаются к заявке).The closest to the proposed method is to ensure the tightness of the well, described in the work of S.N. Zakirov, E.S. Zakirov, I.M. Indrupskiy Global problems of mankind and ways to overcome them. Moscow, Publishing house Preass-Book.ru, Literary and artistic edition, 155 p: ill. ISBN 978-5-9909574-9-7 (copies of the corresponding pages are attached to the application).

Способ предполагает выполнение ряда работ.The method involves performing a number of works.

Описание фигуры (фиг. 1)Description of the figure (fig. 1)

На фиг. 1 представлена схема забоя скважины. Цифрами отмечено 1 - обсадная колонна, 2 - пакер, 3 - сквозные перфорационные отверстия в обсадной колонне, 4 - сформированная герметизирующим составом зона, 5 - продуктивный пласт, 6 - кровля продуктивного пласта, 7 - подошва продуктивного пласта, 8 - массив непродуктивных пород, включая покрышку (кровлю пласта).In FIG. 1 shows a diagram of the well bottom. Numbers mark 1 - casing, 2 - packer, 3 - through perforations in the casing, 4 - zone formed by the sealing compound, 5 - productive formation, 6 - top of the productive formation, 7 - bottom of the productive formation, 8 - unproductive rock mass, including the cap (seam roof).

Первая выполняемая операция заключается в спуске обсадной (эксплуатационной) колонны труб под номером 1 (на этапе строительства). В нижней части обсадной колонны предварительно высверливают совокупность отверстий диаметром 1-2 см, располагаемых от подошвы пласта 7 до отметки ниже кровли продуктивного пласта 6.The first operation to be performed is to run the casing (production) pipe string under number 1 (under construction). In the lower part of the casing, a set of holes with a diameter of 1-2 cm is pre-drilled, located from the bottom of the layer 7 to the mark below the top of the productive layer 6.

На отметке кровли пласта к обсадной колонне прикреплен заколонный пакер 2 (с внешней стороны колонны). До определенного момента, о котором будет сказано позже, пакер не раскрывается (т.е. не создает препятствию движению жидкости в пространстве между внешней стороной обсадной колонны и стенкой скважины).An annular packer 2 (on the outside of the casing) is attached to the casing at the top of the formation. Until a certain point, which will be discussed later, the packer does not open (i.e. does not impede the movement of fluid in the space between the outside of the casing and the borehole wall).

Вторая операция заключается в устранении бурового раствора из внутреннего и затрубного объемов обсадной колонны. Для этого с устья скважины в затрубное пространство закачивают газовый агент вытеснения, например азот. Газовый агент вытеснения в направлении сверху вниз вытесняет буровой раствор из затрубного пространства, мимо закрытого (не раскрытого) пакера, через отверстия 3, соответственно и из внутренней части обсадной колонны к устью скважины.The second operation is to remove drilling fluid from the inner and annular volumes of the casing string. For this, a gas displacement agent, for example nitrogen, is pumped into the annulus from the wellhead. The gaseous displacement agent in the direction from top to bottom displaces the drilling fluid from the annulus, past the closed (not opened) packer, through the holes 3, respectively, and from the inner part of the casing to the wellhead.

Закачку газового агента вытеснения продолжают до появления его на устье скважины без признаков бурового раствора.The injection of the gaseous displacement agent is continued until it appears at the wellhead without signs of drilling mud.

После этого активируют (раскрывают) пакер 2 для разобщения затрубного пространства выше и ниже пакера. Затем часть газового агента вытеснения из затрубного пространства сбрасывают, например, в атмосферу. При давлении на устье, согласованном с пластовым давлением, в затрубное пространство подают герметизатор. В качестве герметизатора выступает расплавленный гудрон, битум или битумный композит. Подачу осуществляют таким образом, чтобы часть затрубного пространства на устье скважины оставалась открытой для выхода замещаемого герметизатором азота.After that, packer 2 is activated (opened) to isolate the annulus above and below the packer. Then part of the gaseous displacement agent from the annulus is discharged, for example, into the atmosphere. When the wellhead pressure is consistent with the formation pressure, a sealant is fed into the annulus. Molten tar, bitumen or bitumen composite acts as a sealant. The feed is carried out in such a way that a part of the annulus at the wellhead remains open for the outlet of nitrogen to be replaced by the sealant.

При этом температуру в затрубном пространстве поддерживают (с момента закачки герметизатора) на требуемом уровне путем прогрева обсадной колонны за счет электричества или организации циркуляции разогретой воды (или иного теплоносителя) внутри обсадной колонны. Циркуляцию теплоносителя осуществляют за счет спуска колтюбинга (колонны гибких труб) или иной колонны труб меньшего диаметра (например, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ) во внутреннее пространство обсадной колонны. Контроль за температурой по глубине в затрубном и внутритрубном пространстве осуществляют термодатчиками.In this case, the temperature in the annulus is maintained (from the moment of pumping the sealant) at the required level by heating the casing by electricity or by circulating heated water (or other coolant) inside the casing. The circulation of the coolant is carried out by running coiled tubing (coiled tubing string) or another string of pipes of a smaller diameter (for example, tubing strings - tubing) into the inner space of the casing string. Temperature control in depth in the annulus and in-pipe space is carried out by temperature sensors.

После затвердения герметизатора (4) в затрубном пространстве в скважину спускают колонну НКТ с глубинным насосом или иную эксплуатационную компоновку и приступают к добыче нефти из продуктивного пласта - 5.After the sealant (4) has hardened in the annulus, a tubing string with a deep pump or other operational assembly is lowered into the well and oil production from the productive formation is started - 5.

При традиционном цементировании затрубного пространства эксплуатационной колонны (а также и кондуктора) приходится создавать значительные давления в цементировочных агрегатах. При этом приходится преодолевать противодействие столба цементного раствора в затрубном пространстве.With traditional cementing of the casing annulus (as well as the surface casing), it is necessary to create significant pressures in the cementing units. In this case, it is necessary to overcome the opposition of the column of cement mortar in the annulus.

В предлагаемом способе гравитационный фактор не преодолевают, а его используют в качестве подспорья, поскольку подаваемый в затрубное пространство разжиженный герметизирующий агент стекает вниз за счет действия гравитации.In the proposed method, the gravitational factor is not overcome, but it is used as an aid, since the liquefied sealing agent supplied into the annulus flows down due to the action of gravity.

Данная особенность положительна в своем следствии. А именно при закачке цементного раствора снизу вверх отсутствует гарантия, что формируемый цементный камень будет монолитным. В предлагаемом же способе гравитационный фактор, наоборот, будет способствовать монолитности созданного герметизирующего заколонного кольца.This feature is positive in its effect. Namely, when the cement slurry is pumped from the bottom up, there is no guarantee that the formed cement stone will be monolithic. In the proposed method, the gravitational factor, on the contrary, will contribute to the solidity of the created sealing annular ring.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

• наличие вероятности не полного вытеснения бурового раствора потоком вытесняющего газового агента из-за прорыва газа;• the possibility of incomplete displacement of the drilling fluid by the displacing gas agent flow due to gas breakthrough;

• затрудненный контроль распространения герметизатора от устья до забоя;• difficult control of the spread of the dock seal from the wellhead to the bottom;

• Формирование газонасыщенной области за колонной в призабойной зоне ниже пакера.• Formation of a gas-saturated area behind the casing in the bottomhole zone below the packer.

В основу настоящего изобретения положена задача создания такого способа заканчивания нефтяной (газовой) скважины, чтобы обеспечить максимально полное заполнение затрубного пространства герметизатором и гарантировать герметичность длительное время.The present invention is based on the task of creating such a method for completing an oil (gas) well in order to ensure the most complete filling of the annular space with a sealant and to ensure tightness for a long time.

Выполнение поставленной задачи достигают тем, что способ герметизации затрубного пространства включает удаление жидкости из затрубного пространства, с последующей подачей разогретого до текучего состояния герметизатора (гудрона, битума или битумного композита) в количестве, необходимом для заполнения заданного объема затрубного пространства (до устья скважины) для предотвращения возможности поступления в скважину пластового флюида, марку, состав гермитезатора подбирают таким образом, чтобы обеспечить текучесть в процессе закачки в затрубное пространство скважины с последующим застыванием под действием пластовой температуры и давления. Отличие состоит в том, что: при закачке герметизирующего агента на устье в затрубном пространстве создается избыточное давление, для обеспечения более качественного заполнения герметизатором затрубного пространства. После окончания работ по герметизации затрубного пространства создают забойный фильтр из проницаемого тампонажного материала.The task is achieved by the fact that the method of sealing the annular space includes removing liquid from the annular space, followed by supplying a sealant (tar, bitumen or bitumen composite) heated to a fluid state in the amount required to fill a given volume of the annular space (up to the wellhead) for preventing the possibility of formation fluid entering the well, the grade, composition of the pressurizer is selected in such a way as to ensure fluidity during pumping into the annular space of the well, followed by solidification under the influence of formation temperature and pressure. The difference is that: when a sealing agent is injected at the wellhead, excessive pressure is created in the annulus to ensure better filling of the annulus with the sealant. After the completion of works on sealing the annular space, a bottomhole filter is created from a permeable plugging material.

Использование герметизирующего агента обеспечивает лучшую герметичность за счет большей пластичности и адгезии, чем у тампонажного раствора.The use of a sealing agent provides better tightness due to greater plasticity and adhesion than grouting mortar.

На этапе бурения предпочтительно использовать буровой раствор на нефтяной основе, так как его использование позволяет в дальнейшем дорастворить остатки бурового раствора в герметизирующем агенте. Описание фигуры 2At the drilling stage, it is preferable to use oil-based drilling fluid, since its use allows further dissolution of the drilling fluid residues in the sealing agent. Description of figure 2

На фиг. 2 авторской технологии представлена схема забоя скважины. Цифрами отмечено: 1 - обсадная колона, 2 - пакер, 3 - сквозные перфорационные отверстия в обсадной колонне, 4 - сформированная герметизирующим составом зона, 5 - продуктивный пласт, 6 - кровля продуктивного пласта, 7 - подошва продуктивного пласта, 8 - массив непродуктивных пород, включая покрышку (кровлю пласта), 9 - нагревательные элементы на внешней стороне обсадной колонны; 10 - односторонние клапаны газа.In FIG. 2 of the proprietary technology shows a diagram of the well bottom. The numbers indicate: 1 - casing, 2 - packer, 3 - through perforations in the casing, 4 - zone formed by the sealing compound, 5 - productive formation, 6 - top of the productive formation, 7 - bottom of the productive formation, 8 - unproductive rock mass , including the cover (formation top), 9 - heating elements on the outside of the casing; 10 - one-way gas valves.

Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.

После окончания бурения в скважину спускают обсадную колонну (1) с предварительно созданными перфорационными отверстиями (3). Устье, затрубное пространство скважины герметизируют и монтируют оборудование, необходимое для дальнейших работ. Устанавливаемое оборудование на устье должно обеспечивать закачку герметизирующего агента в затрубное пространство под давлением с охватом по радиусу от 180 до 270 градусов кольцевого зазора между стенкой скважины и внешней поверхностью обсадной колонны. Оставшийся зазор оборудуют устройством для сбора и стравливания в атмосферу поступающего на устье по затрубью газового агента.After the completion of drilling, a casing string (1) with pre-created perforations (3) is lowered into the well. The wellhead, the annulus of the well are sealed and the equipment necessary for further work is mounted. The equipment installed at the wellhead must ensure the injection of a sealing agent into the annulus under pressure with a radius of 180 to 270 degrees of the annular gap between the wellbore wall and the outer surface of the casing. The remaining gap is equipped with a device for collecting and bleeding into the atmosphere of the gas agent entering the wellhead through the annulus.

Пакер (2) изначально закрыт, то есть не препятствует движению флюида за колонной.Packer (2) is initially closed, that is, it does not impede the movement of fluid behind the casing.

Поэтому производят закачку в затрубное пространство газового агента, который осуществляет вытеснения жидкости (бурового раствора) из затрубного пространства во внутреннюю часть обсадной колонны. Газовый агент нагнетается в затрубное пространство при давлении существенно выше атмосферного.Therefore, a gas agent is injected into the annular space, which displaces the liquid (drilling mud) from the annular space into the inner part of the casing. The gas agent is injected into the annulus at a pressure significantly higher than atmospheric pressure.

Вытесняемая смесь через перфорационные отверстия (3) поступает в обсадную колонну и в дальнейшем поднимается на поверхность. После того как доля газового агента в продукции скважины на устье приближается к 100%, пакер (2) раскрывают (происходит разобщение затрубного пространства выше и ниже пакера) и в затрубье начинают нагнетание герметизирующего агента.The displaced mixture through the perforations (3) enters the casing and then rises to the surface. After the proportion of the gas agent in the well production at the wellhead approaches 100%, the packer (2) is opened (the annular space above and below the packer is disconnected) and the injection of the sealing agent begins in the annulus.

Поступающая на устье газо-жидкостная смесь отстаивается и производится учет объемов жидкости, вытесненных из скважины.The gas-liquid mixture entering the wellhead is settled and the volume of liquid displaced from the well is taken into account.

В качестве газового агента для вытеснения может выступать воздух, азот или природный газ.The gaseous displacement agent can be air, nitrogen, or natural gas.

Марку, состав и параметры нагнетаемого герметизирующего вещества подбирают таким образом, чтобы обеспечить текучесть в процессе закачки в скважину и призабойную зону с последующим застыванием под действием пластовой температуры и давления, но с сохранением пластичности. В качестве битумного композита можно использовать, например, гудрон, битум, битум-полимерный композит с требуемыми свойствами. Объем поданного в скважину герметизирующего вещества должен быть таким, чтобы обеспечить подъем гермитезирующего агента на устье скважины. Сформированная герметизирующим составом зона отмечена на фиг. 2 цифрой 4. В процессе закачки нагревательные элементы 9 поддерживают необходимую температуру.The brand, composition and parameters of the injected sealing substance are selected in such a way as to ensure fluidity during injection into the well and the bottomhole zone, followed by solidification under the influence of reservoir temperature and pressure, but with preservation of plasticity. As a bitumen composite, you can use, for example, tar, bitumen, bitumen-polymer composite with the required properties. The volume of the sealing agent supplied to the well must be such as to ensure the rise of the sealing agent at the wellhead. The zone formed by the sealant is indicated in FIG. 2 in number 4. During the pumping process, the heating elements 9 maintain the required temperature.

В дальнейшем возможно использование нагревательного элемента 9, в процессе эксплуатации скважины для управления состоянием затрубного пространства. Так в случаи обнаружения заколонных перетоков и их локализации осуществляют локальный прогрев соответствующего участка заколонного пространства. После приобретения подвижности герметизирующий агент "залечивает" образовавшиеся трещины. Если нарушения достаточно обширны, возможно, будет необходим прогрев части заколонного пространства от места образования трещин до устья.In the future, it is possible to use the heating element 9 during the operation of the well to control the state of the annulus. So, in cases of detection of behind-the-casing flows and their localization, local heating of the corresponding section of the behind-the-casing space is carried out. After gaining mobility, the sealing agent "heals" the resulting cracks. If the violations are extensive enough, it may be necessary to warm up a part of the annulus from the cracks to the wellhead.

Если в силу геолого-технологических условий вытеснение бурового раствора газовым агентом сопряжено с высокими сопротивлениями, то на обсадной колонне предусматриваются клапаны (на фиг. 2 номер 10), обеспечивающие одностороннее поступление нагнетаемого вещества из затрубного пространства во внутреннее пространство обсадной колонны.If, due to geological and technological conditions, the displacement of the drilling fluid by a gas agent is associated with high resistances, then valves are provided on the casing (in Fig. 2, number 10), which provide a one-way flow of the injected substance from the annular space into the inner space of the casing.

Количество клапанов и их положение определяют исходя из параметров бурового раствора в скважине и результатов предыдущих работ.The number of valves and their position are determined based on the parameters of the drilling fluid in the well and the results of previous work.

Установка клапанов позволяет удалять столб жидкости из обсадной колонный по частям, создавая меньшие избыточные давления на устье.Installing valves allows you to remove the liquid column from the casing in parts, creating less overpressure at the wellhead.

Возможны два способа управления клапанами. Первый использует управление за счет перепада давления.There are two ways to control the valves. The first uses differential pressure control.

При таком способе устанавливается несколько клапанов, каждый из них имеет свое пороговое значение давления открытия/закрытия. При этом, чем ближе к устью расположен клапан, тем более высокое у него давление открытия. А давление его закрытия выше, чем давление открытия клапана расположенного следующим от устья.With this method, several valves are installed, each of them has its own threshold value for opening / closing pressure. Moreover, the closer the valve is to the mouth, the higher its opening pressure. And its closing pressure is higher than the opening pressure of the valve located next to the mouth.

При использовании клапанной системы давление подачи газа меняется следующим образом. Вначале оно повышается так, чтобы был превышен порог открытия верхнего клапана. Когда жидкость в обсадной колонне на уровне клапана оказывается вытесненной, то давление нагнетания газового агента снижается до уровня ниже давления закрытие самого верхнего клапана на самом клапане, но остается при этом выше давления открытия следующего клапана. Таким образом, осуществляют постепенное закрытие клапанов в порядке от устья до забоя. После закрытия всех клапанов (из-за снижения давления подачи газа) циркуляция газа продолжается через отверстия (3). В дальнейшем закачка герметизирующего агента должна вестись при давлении, при котором клапаны остаются закрытыми.When using a valve system, the gas supply pressure changes as follows. Initially, it rises so that the opening threshold of the upper valve is exceeded. When the liquid in the casing at the level of the valve is displaced, the injection pressure of the gas agent decreases to a level below the closing pressure of the uppermost valve on the valve itself, but remains above the opening pressure of the next valve. Thus, the valves are gradually closed in order from wellhead to bottom. After all valves are closed (due to a decrease in gas supply pressure), gas circulation continues through the holes (3). Subsequently, the injection of the sealing agent must be carried out at a pressure at which the valves remain closed.

Второй способ предполагает управления клапанами за счет канатной техники.The second method involves the control of valves using rope technology.

После окончания закачки герметизирующего агента на забой спускают колонну НКТ или гибкую трубу со специальной муфтой для формирования за обсадной колонной ниже раскрытого пакера фильтра из проницаемого тампонажного материала.After the end of the pumping of the sealing agent, a tubing string or a flexible pipe with a special coupling is lowered to the bottom to form a filter made of permeable grouting material behind the casing below the open packer.

Для снижения давления закачки возможен отбор жидкости из ствола скважины одновременно с нагнетанием газового агента вытеснения.To reduce the injection pressure, it is possible to withdraw fluid from the wellbore simultaneously with the injection of a gas displacement agent.

Работы по созданию фильтра производят по уже существующим соответствующим технологиям.The work on the creation of the filter is carried out according to the existing corresponding technologies.

После этого выполняют подъем используемой для создания проницаемого фильтра компоновки, демонтаж необходимого устьевого оборудования, осуществляют освоение и эксплуатацию по традиционной методикам (известными способами).After that, the assembly used to create a permeable filter is lifted, the necessary wellhead equipment is dismantled, the development and operation is carried out according to traditional methods (known methods).

Пример реализации предлагаемого способаAn example of the implementation of the proposed method

Несмотря на простоту предлагаемого способа, авторы не в состоянии продемонстрировать пример его реализации, ибо для этого необходимо иметь доступ к скважине и необходимому оборудованию, а также подготовленный персонал. Вследствие простоты способа и доступности необходимого сырья и оборудования, можно утверждать о пригодности и целесообразности внедрения его в нефтегазовое недропользование.Despite the simplicity of the proposed method, the authors are not able to demonstrate an example of its implementation, because this requires access to the well and the necessary equipment, as well as trained personnel. Due to the simplicity of the method and the availability of the necessary raw materials and equipment, it can be argued about the suitability and feasibility of introducing it into oil and gas subsoil use.

Способ имеет ограничения к применению. Он не применим в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород; в случае, если в процессе эксплуатации в скважину планируется закачка высокотемпературного агента (например, перегретого пара). При наличии промежуточных колонн выполняют процедуру герметизации аналогично изложенной, но с применением подходов, разработанных для цементирования промежуточных колонн.The method has limitations for its use. It is not applicable in the presence of permafrost in the section; if during operation it is planned to inject a high-temperature agent into the well (for example, superheated steam). In the presence of intermediate columns, the sealing procedure is similar to that described, but using the approaches developed for cementing intermediate columns.

Преимущества предлагаемого способаThe advantages of the proposed method

В отличие от традиционного способа, предлагаемый способ нуждается в меньшем количестве наземного оборудования за счет отсутствия необходимости нагнетания под высоким давлением больших объемов тампонажного материала.Unlike the traditional method, the proposed method requires less ground equipment due to the absence of the need to inject large volumes of grouting material under high pressure.

Степень надежности предлагаемого способа объясняет следующая аргументация. Неизбежному возможному поступлению нефти или иных флюидов в скважину под высоким давлением противостоит вертикальный «столб» застывшего гудрона, битума или битумного композита. Возможное давление, вследствие притока пластовой нефти, воздействует на боковой торец вертикального «столба», который будет пластично деформироваться без разрушения. В результате будет отсутствовать вертикальная компонента пластового давления, которая могла бы разрушить «столб» и создать аварийную ситуацию с прорвавшейся к устью нефтью под большим давлением.The degree of reliability of the proposed method is explained by the following argumentation. The inevitable possible entry of oil or other fluids into the well under high pressure is opposed by a vertical "pillar" of solidified tar, bitumen or bitumen composite. Possible pressure, due to the inflow of reservoir oil, acts on the lateral end of the vertical "column", which will deform plastically without destruction. As a result, there will be no vertical component of the reservoir pressure, which could destroy the “pillar” and create an emergency situation with high pressure oil breaking through to the wellhead.

Система подогрева обеспечивает необходимую подвижность герметизирующего агента, если температурные режимы скважины могут привести к загустеванию нагнетаемого агента.The heating system provides the necessary mobility of the sealing agent if well temperature conditions can lead to thickening of the injected agent.

Claims

1. A method for completing oil and gas wells, including displacement from the bottom of the drilling fluid due to the supply of a gas agent, opening the packer, supplying a sealing agent heated to a fluid state to the bottom of the well, keeping the well under pressure for 3-5 days, characterized in that the injection of the sealing the agent is carried out under pressure, for the period of pumping the sealing agent, a temperature sensor is placed at the bottom of the well to monitor the fluidity of tar and several electric heating elements on the inner side of the casing, and after the end of the holding period under pressure, equipment is lowered on the tubing string to create a filter made of permeable plugging material and forming such a filter at the bottom of the well.

2. The method according to claim 1, characterized in that valves are mounted on the casing pipes, which provide a one-way flow of the injected gas phase from the annular space into the space inside the casing, at the beginning of the injection of the gas displacement agent, the pressure is increased above the valve opening pressure when at the wellhead predominantly gaseous agent begins to flow, then the injection pressure is reduced below the opening pressure of the valves, then the injection of the sealing agent is carried out at a pressure below the opening pressure of the valves.

3. The method according to claim 1, characterized in that valves controlled by wireline technology are mounted on the casing pipes, which provide a one-way flow of the injected gas phase from the annular space into the space inside the casing.