RU2730157C1 - Method for sealing production string of production well - Google Patents

Method for sealing production string of production well Download PDF

Info

Publication number
RU2730157C1
RU2730157C1 RU2020115259A RU2020115259A RU2730157C1 RU 2730157 C1 RU2730157 C1 RU 2730157C1 RU 2020115259 A RU2020115259 A RU 2020115259A RU 2020115259 A RU2020115259 A RU 2020115259A RU 2730157 C1 RU2730157 C1 RU 2730157C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
production
packer
interval
production casing
string
Prior art date
Application number
RU2020115259A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020115259A priority Critical patent/RU2730157C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2730157C1 publication Critical patent/RU2730157C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry, in particular, to production well repair method at loss of tightness of production string above payout bed. Method of sealing production string of producer includes detection of interval of failure of production string, mastering and cleaning of production string, sealing violation interval, lowering into production string of tubing string, equipped with bottom-up plug, perforated branch pipe, packer and pump, packer setting in the production string below its failure interval, starting the pump into operation. Determining the interval of disturbance of the production string is performed by means of the downhole pressure test of the production string from top to bottom, crimping of production string is additionally performed after detection of failure interval. If during pressuring of production string pressure does not decrease to zero within 15 minutes, after pressurizing at wellhead of production well, bottom-up layout is assembled: plug, perforated branch pipe, packer, flow column with pump, packer is set in production string below disturbance interval, but above productive formation, after which pump is started. If during pressuring of production string pressure is reduced to zero before 15 minutes expiration, productive formation is cut off from disturbance interval, specific intake of disturbance of production string is determined. If the specific pickup disorders g<0.5 m/(chMPa), then produce a preliminary drainage disorders acid in volume of 1.5 mto achieve specific injectivity g>0.5 m/(chMPa). If the specific pickup disorders g>0.5 m/(chMPa), then the process pipe string is lowered and put drillable packer above violation interval, sealing of disturbance interval is performed by pumping into interval of disturbance of production string by alternating portions in equal volume of low-module liquid glass and cement solution, wherein the volume of each subsequent portion of the pumped low-modulus liquid glass and the cement slurry is 0.5 mless than the volume of the previous portion, and the volume of the first portion should not be less than 40 % of the total volume of pumping, low-modulus liquid glass and cement slurry are pumped in violation of the production string and the well is left waiting for hardening of the plugging components. A process pipe string and a packer are removed from the well; then, the packer is lowered on the pipe string and the packer is planted below the fault, and the production string is pressurized by the excessive pressure permitted on the production string via the annular space of the well. Sealing of the production string is determined, it is equipped with pumping equipment and the production well is put into operation.EFFECT: improvement of quality of repair and reliability of sealing of production string disturbance above productive formation, as well as elimination of occurrence of emergency situation in well and simplification of technology of production string repair with application of packer.1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ремонта добывающей скважины при потере герметичности эксплуатационной колонны выше продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to a method for repairing a production well with a loss of tightness of the production string above the producing formation.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (RU № 2116432, опубл. 27.07.1998), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.There is a known method for restoring the tightness of production strings (RU No. 2116432, publ. 27.07.1998), which includes preparation and injection of plugging mixtures, including cement slurry, into the well, pushing them behind the string in the interval of the production string leakage.

Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны скважины (RU № 2381347, опубл. 10.02.2010), включающий закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы, при этом закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности.Also known is a method for sealing the production string of a well (RU No. 2381347, publ. 02/10/2010), which includes pumping into the leakage interval of a grouting compound based on synthetic resin, while pumping the grouting composition is performed through thermally insulated pipes, after which the thermally insulated pipes are lowered below the leakage interval of the production columns, wash out the remnants of the grouting compound from the production casing and create a circulation through the annular space and thermally insulated pipes of heated industrial water, providing heating of the latter on the surface.

Недостатками способов являются:The disadvantages of the methods are:

- во-первых, закачка тампонажных смесей (состав на основе цемента и синтетической смолы) не обеспечивает достаточного восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому, при повышенной приемистости интервала нарушения эксплуатационной колонны скважины, успешность изоляционных работ не превышает 20%;- firstly, the injection of backfill mixtures (composition based on cement and synthetic resin) does not provide sufficient restoration of the production string tightness, therefore, with an increased injectivity of the interval of disruption of the production string, the success of isolation works does not exceed 20%;

- во-вторых, высокие затраты на цемент, а также длительность реализации способа, связанная с приготовлением цементного раствора, его закачкой в скважину и продавкой в интервал негерметичности эксплуатационной колонны с последующим ожиданием затвердевания тампонажного раствора и смесей.- secondly, high costs for cement, as well as the duration of the implementation of the method associated with the preparation of cement slurry, its injection into the well and squeezing into the interval of leakage of the production string, followed by waiting for the cement slurry and mixtures to harden.

Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (RU № 2509873, опубл. 20.03.2014), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.There is also a known method for sealing the production casing (RU No. 2509873, publ. 03/20/2014), which includes lowering into the production casing of two packers connected by a pipe on a landing tool, setting them in the production casing above and below the leakage interval, followed by retrieving the landing tool. Before the production casing leakage occurs, the chemical composition of the formation fluid is analyzed by sampling, then the following assembly is assembled from the bottom-up at the wellhead: the lower packer, pipe, upper packer, left sub, separation valve, the assembly is run on the landing tool in the interval of the production casing leakage , then the packers are seated, then a separating valve is activated, which hydraulically separates the assembly from the landing tool and communicates the inner spaces of the landing tool with the annular space of the well above the upper packer, then swabbing on the landing tool reduces the liquid level in the well above the upper packer and determines the tightness landing of the upper packer, when the upper packer is leaking, the packers are torn off and the entire assembly is withdrawn for revision, after which the above operations are repeated until the upper packer is sealed, when When the upper packer is set, the planting tool is rotated clockwise from the wellhead and the planting tool with a separating valve and a left sub is unscrewed, the planting tool with a separating valve and a left sub is removed from the production string to the surface, the well is put into operation and samples are taken, the chemical composition of the formation fluid, by comparing the results of analyzes of the chemical composition of the formation fluid in the initial and repeated samples, the tightness of the lower packer is determined, if the lower packer is leaking, the production casing is re-sealed, as described above, from running the assembly into the interval of the leakage of the production casing to determining the tightness of the lower packer.

Недостатки способа:Disadvantages of the method:

- во-первых, низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну спуско-подъемную операцию (СПО), в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;- firstly, there is a low probability of sealed sequential seating of packers in one trip operation (trip), therefore, in order to achieve sealed seating of packers, it is necessary to carry out several trips;

- во-вторых, невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;- secondly, the inability to operate the well, i.e. it is impossible to extract products from the well immediately after sealing the production casing, since for this it is necessary to lower the production tubing with a pump;

- в-третьих, сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;- thirdly, a reduction in the turnaround time of the well, associated with a high probability of depressurization of the production string during the operation of the well, since sealing is provided by two packers. In addition, if the packer (s) are depressurized, the pumping equipment must be removed;

- в-четвёртых, затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;- fourthly, the costs of preparatory work before sealing the production casing associated with gauging of the production casing and cleaning in the production casing of the planting site of the packers;

- в-пятых, длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с одновременной посадкой двух пакеров, поочередной проверкой их на герметичность, а также работами по определению герметичности нижнего пакера (отбор проб пластовой жидкости перед проведением герметизации эксплуатационной колонны и после нее и проведение анализа химического состава пластовой жидкости).- fifth, the duration of the process of sealing the production casing, associated with the simultaneous planting of two packers, alternately checking them for tightness, as well as work to determine the tightness of the lower packer (taking samples of the formation fluid before and after sealing the production casing and analyzing the chemical composition formation fluid).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (RU № 2669646, опубл. 12.10.2018), включающий выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны, герметизацию интервала нарушения, спуск в эксплуатационную колонну колонны лифтовых труб, оснащённой снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком, пакером и насосом, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала её нарушения, запуск насоса в работу.The closest in technical essence and the achieved result is the method of sealing the production casing (RU No. 2669646, publ. 12.10.2018), including identifying the interval of the production casing failure, gauging and cleaning the production casing, sealing the disturbance interval, lowering the tubing into the production casing, equipped from the bottom up with a plug, a perforated branch pipe, a packer and a pump, planting the packer in the production casing below the interval of its violation, starting the pump.

Спуск компоновки производят на посадочном инструменте с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера. Определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа, затем обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика, далее дособирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовая колонна НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства, затем доспускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с, производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу.The assembly is run on a landing tool with gating of the production casing to a depth of 50 m below the interval for planting the packer, after which a mechanical scraper is used to clean the inner walls of the production casing 15 m above and 15 m below the interval for planting the packer. Determine the tightness of the seating of the packer by swabbing the liquid along the landing tool with a decrease in the liquid level to 1000 m, followed by the removal of the liquid level recovery curve in the annulus, after which the disconnecting device is detached and the disconnecting device nipple, scraper, template and landing tool are removed from the production string, then on the wellhead is assembled and the assembly is lowered from the bottom up: the nipple of the disconnecting device, the pressure test seat, the liner from the tubing, the ball is dropped into the liner and the liner is pressurized by 9.0 MPa, then the ball is washed out of the liner by backwashing the liquid into the annulus , then the assembly is added and lowered from the bottom up: an electric centrifugal pump with a submersible electric motor in a casing, a tubing string to a depth, not reaching 1.5 m to the body of the disconnecting device, then the tubing string is lowered at a speed of 0.1 m / s, forging the nipple with the body of the disconnecting device and start the electric centrifugal pump into operation.

Недостатки способа:Disadvantages of the method:

- во-первых, низкое качество ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины при условии высокой удельной приемистости g > 1,5 м3/(чМПа) нарушения. Так как при данном условии отсечение этого нарушения установкой пакера в эксплуатационной колонне имеет краткосрочный эффект и приводит к необходимости повторного ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины;- firstly, the poor quality of the production casing repair under the condition of high specific injectivity g> 1.5 m 3 / (hMPa) violation. Since, under this condition, cutting off this violation by installing a packer in the production string has a short-term effect and leads to the need to re-repair the production string of the production well;

- во-вторых, низкая надёжность герметизации нарушения в эксплуатационной колонне, связанная с невозможностью определить герметичность посадки пакера снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, так как при наличии нарушения в эксплуатационной колонне уровень жидкости в затрубном пространстве может подняться как через негерметичный пакер, так и через незагерметизированное нарушение эксплуатационной колонны;- secondly, the low reliability of sealing a breach in the production casing due to the inability to determine the tightness of the packer by removing the fluid level rise curve in the annulus, since in the presence of a breach in the production casing, the fluid level in the annulus can rise both through a leaky packer, and through an unsealed production casing breach;

- в-третьих, высокая вероятность возникновения прихвата компоновки в скважине. Это обусловлено тем, что в составе компоновки на посадочном инструменте спускается заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон. В процессе шаблонирования и/или скребкования интервала посадки пакера в эксплуатационной колонне высока вероятность прихвата пакера в эксплуатационной колонне скважины и, как следствие, всей компоновки. В результате, в скважине создается аварийная ситуация, ликвидация которой кратно дороже ремонта самой эксплуатационной колонны скважины;- third, there is a high probability of stuck assembly in the well. This is due to the fact that a container with a solid reagent plugged from below, a perforated pipe, a packer, a disconnecting device, a mechanical scraper, a template are lowered on the landing tool as part of the assembly. In the process of gauging and / or scraping of the set interval of the packer in the production string, there is a high probability of the packer sticking in the production string of the well and, as a consequence, of the entire assembly. As a result, an emergency situation is created in the well, the elimination of which is several times more expensive than the repair of the production string itself;

- в-четвёртых, сложная технология ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера, связанная с проведением двух СПО с колоннами труб: посадочного инструмента и лифтовой колонны труб, обратной промывки, стыковки разъединительного устройства и т.д.- fourthly, a complex technology for repairing the production casing of a production well using a packer, associated with carrying out two trips with pipe strings: a landing tool and a production tubing string, backwashing, joining a disconnecting device, etc.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества ремонта и надежности герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины выше продуктивного пласта, а также исключение возникновения аварийной ситуации в скважине и упрощение технологии ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера.The technical objectives of the invention are to improve the quality of repair and the reliability of sealing a breach of the production casing of the producing well above the productive formation, as well as to eliminate the occurrence of an emergency in the well and to simplify the technology for repairing the production casing using a packer.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины, включающим выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны, герметизацию интервала нарушения, спуск в эксплуатационную колонну колонны лифтовых труб, оснащённой снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком, пакером и насосом, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала её нарушения, запуск насоса в работу. The set technical tasks are solved by the method of sealing the production casing of the production well, including identifying the interval of the production casing breakdown, gauging and cleaning the production casing, sealing the breakdown interval, lowering the tubing string into the production casing, equipped from the bottom up with a plug, a perforated pipe, a packer and a pump, and planting a packer in the production casing below the interval of its violation, starting the pump into operation.

Новым является то, что определение интервала нарушения эксплуатационной колонны осуществляют поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны пакером сверху-вниз, после выявления интервала нарушения дополнительно производят опрессовку эксплуатационной колонны, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление не снижается до нуля в течение 15 мин, то после опрессовки на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, колонна лифтовых труб с насосом, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала нарушения, но выше продуктивного пласта, после чего запускают насос в работу, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление снижается до нуля до истечения 15 мин, то отсекают продуктивный пласт от интервала нарушения, определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны, если удельная приемистость нарушения g < 0,5 м3/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения кислотой в объёме 1,5 м3 до достижения удельной приемистости g > 0,5 м3/(чМПа), если удельная приемистость нарушения g > 0,5 м3/(чМПа), то на технологической колонне труб спускают и сажают разбуриваемый пакер выше интервала нарушения, герметизацию интервала нарушения осуществляют закачкой в интервал нарушения эксплуатационной колонны чередующимися порциями в равном объеме низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора, причем объем каждой последующей порции закачиваемого низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора на 0,5 м3 меньше объёма предыдущей порции, а объем первой порции не должен быть ниже 40% от общего объема закачки, продавливают низкомодульное жидкое стекло и цементный раствор в нарушение эксплуатационной колонны и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, извлекают из скважины технологическую колонну труб и пакер, затем спускают на колонне труб и сажают пакер ниже нарушения и по затрубному пространству скважины производят опрессовку эксплуатационной колонны избыточным давлением, допустимым на эксплуатационную колонну, определяют герметичность эксплуатационной колонны, оснащают её насосным оборудованием и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.The novelty is that the determination of the interval of the production casing breakdown is carried out by interval pressure testing of the production casing with a packer from top to bottom, after the breakdown interval is detected, the production casing is additionally pressure tested, if during the pressure testing of the production casing the pressure does not decrease to zero within 15 minutes, then after pressure testing on the wellhead of the production well is assembled from the bottom up: a plug, a perforated branch pipe, a packer, a tubing string with a pump, the packer is set in the production casing below the breakdown interval, but above the productive formation, and then the pump is started up if the pressure during the pressure testing of the production casing decreases to zero before the expiration of 15 minutes, then the productive formation is cut off from the disturbance interval, the specific injectivity of the disturbance of the production string is determined, if the specific injectivity of the disturbance is g <0.5 m 3 / (hMPa), then preliminary drainage is performed. with acid in a volume of 1.5 m 3 until the specific injectivity is reached g> 0.5 m 3 / (hMPa), if the specific injectivity of the violation is g> 0.5 m 3 / (hMPa), then the drillable is lowered and planted on the technological pipe string. the packer is above the breakdown interval, the breakdown interval is sealed by pumping into the breakdown interval of the production casing by alternating portions in an equal volume of low-modulus liquid glass and cement slurry, and the volume of each subsequent portion of injected low-modulus water glass and cement slurry is 0.5 m 3 less than the volume of the previous portion, and the volume of the first portion should not be less than 40% of the total injection volume, the low-modulus liquid glass and cement slurry are forced through in violation of the production casing and the well is left to wait for the plugging components to solidify, the process pipe string and packer are removed from the well, then lowered onto the pipe string and set the packer below the violation and along the annulus of the well producing t pressure testing of the production string with excess pressure permissible for the production string, determine the tightness of the production string, equip it with pumping equipment and start the production well into operation.

На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины.FIG. 1-4 schematically and sequentially depicts the proposed method for sealing the production casing of a production well.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны в добывающей скважине реализуют следующим образом.The proposed method of sealing a production string in a production well is implemented as follows.

Скважина обсаженная эксплуатационной колонной 1 (фиг. 1) имеет нарушение 2 эксплуатационной колонны. Например, скважина имеет эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 632-80.The well cased with production casing 1 (Fig. 1) has a breach 2 of the production casing. For example, a well has a production casing 1 with a diameter of 168 mm and a wall thickness of 7 mm in accordance with GOST 632-80.

Сначала производят шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны 1 спуском на колонне технологических труб (на фиг. 1-4 не показано), например, на колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 шаблона и скребка до продуктивного пласта 3 в интервале 1205-1207 м.First, gauging and cleaning of the production string 1 is performed by lowering the process pipes on the string (not shown in Figs. 1-4), for example, on the tubing string with an outer diameter of 73 mm with a wall thickness of 7 mm according to GOST 633-80 of a template and a scraper to productive layer 3 in the interval 1205-1207 m.

Шаблон должен иметь не менее трех центрирующих элементов (два по концам и один в середине). При этом предпочтительнее конструкция шаблона с подвижными центрирующими элементами, а проходной канал шаблона должен обеспечивать необходимый переток жидкости, чтобы не создавать сопротивление при спуске компоновки и проработке эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1 и 2). Применяют шаблон любого известного производителя длиной 3 м.The template must have at least three centering elements (two at the ends and one in the middle). In this case, the design of the template with movable centering elements is preferable, and the through passage of the template should provide the necessary fluid flow so as not to create resistance when running the assembly and working out the production string 1 (see Figs. 1 and 2). A 3 m long template from any known manufacturer is used.

В качестве механического скребка применяют любой известный механический скребок, предназначенный для механического удаления асфальтенопарафиновых отложений на внутренних поверхностях эксплуатационной колонны 1, например, СК-168, выпускаемый ООО «НиГМаш-Сервис» (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Российская Федерация).As a mechanical scraper, any known mechanical scraper is used, designed for mechanical removal of asphaltene-paraffin deposits on the inner surfaces of production casing 1, for example, SK-168, manufactured by NiGMash-Service LLC (Neftekamsk, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).

После чего извлекают шаблон и скребок из эксплуатационной колонны 1.Then the template and the scraper are removed from the production string 1.

Далее поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1, например, с помощью пакера (на фиг. 1 и 4 не показано), спущенного в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 1) на кабеле, определяют наличие нарушения 2 в эксплуатационной колонне 1.Further, by interval pressure testing of the production casing 1, for example, using a packer (not shown in Figs. 1 and 4), lowered into the production casing 1 (see Fig. 1) on the cable, the presence of a violation 2 in the production casing 1 is determined.

В качестве пакера на кабеле, например, используют пакер, описанный в патенте RU № 2358089, опубл. 10.06.2009.As a packer on a cable, for example, a packer is used, described in patent RU No. 2358089, publ. 10.06.2009.

Поинтервальная опрессовка пакером основана на определении интервала нарушения эксплуатационной колонны 1 путем создания избыточного давления в эксплуатационной колонне 1 выше пакера с последующим поинтервальным перемещением пакера сверху-вниз и определением интервала нарушения эксплуатационной колонны 1. Например, с помощью пакера (поинтервальной опрессовкой, например на допустимое давление на эксплуатационную колонну, например 9,0 МПа) определяют наличие нарушения 2 в интервале 800 м эксплуатационной колонны 1, при этом продуктивный пласт 3, как указано выше находится в интервале 1205-1207 м.Interval pressure testing with a packer is based on determining the interval of failure of production casing 1 by creating excessive pressure in production casing 1 above the packer, followed by intervally moving the packer from top to bottom and determining the interval of failure of production casing 1. For example, using a packer (by interval pressure testing, for example, to allowable pressure per production casing, for example 9.0 MPa), the presence of violation 2 is determined in the interval of 800 m of production casing 1, while the productive formation 3, as mentioned above, is in the interval 1205-1207 m.

После определения интервала нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1 избыточным давлением, в интервале 800 м, например, как указано выше на 9,0 МПа, с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин. Фиксируют показание давление на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегат, например, равное 1,8 МПа, что составляет 20 % от давления опрессовки (9,0 МПа). Так как 1,8 МПа > 0, это значит, что после опрессовки избыточное давление не снизилось до нуля в течение 15 мин. After determining the interval of failure 2 of the production casing 1, pressure testing of the production casing 1 is carried out with excess pressure, in the interval of 800 m, for example, as indicated above by 9.0 MPa, with the pressure holding in the production casing for 15 minutes. Record the pressure reading on the pressure gauge (not shown in Figs. 1-4) of the pump unit, for example, equal to 1.8 MPa, which is 20% of the pressure test (9.0 MPa). Since 1.8 MPa> 0, this means that after pressure testing, the excess pressure did not drop to zero within 15 minutes.

Тогда на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка 4 (фиг. 2), перфорированный патрубок 5, пакер 6, колонна лифтовых труб 7 с насосом 8, например, электроцентробежным. В качестве пакера 6 для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Производят посадку пакера 6 в эксплуатационной колонне 1 ниже её нарушения 2, но выше продуктивного пласта 3, после чего запускают насос 8 в работу.Then, at the wellhead of the production well, the assembly is assembled from the bottom up: plug 4 (Fig. 2), perforated pipe 5, packer 6, tubing string 7 with pump 8, for example, electric centrifugal. As a packer 6 for a production casing with a diameter of 168 mm, for example, a packer of the PRO-YAMO2-142 brand, manufactured by NPF "Paker" (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation) is used. The packer 6 is set in the production string 1 below its break 2, but above the productive formation 3, after which the pump 8 is put into operation.

Если в процессе опрессовки как указано выше давление снижается до нуля до истечения 15 мин. If, during the pressure test, as indicated above, the pressure drops to zero before the expiration of 15 minutes.

Например, после опрессовки эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1) избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давление на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата упало до нуля в течение 10 мин. Так как 10 мин меньше 15 мин.For example, after pressure testing of the production casing 1 (see Fig. 1) with excess pressure, for example, by 9.0 MPa with holding the pressure in the production casing for 15 minutes, the pressure reading on the pressure gauge (not shown in Figs. 1-4) of the pump unit dropped to zero within 10 minutes. Since 10 minutes is less than 15 minutes.

Тогда отсекают продуктивный пласт 3 от интервала нарушения 2, определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны 1. Then, the productive layer 3 is cut off from the disturbance interval 2, and the specific injectivity of the disturbance of the production string 1 is determined.

Для этого на технологической колонне труб (на фиг. 1-4 не показано) в эксплуатационную колонну 1 спускают глухой пакер 9 (фиг. 3) ниже нарушения 2 (800 м), например, на 10 м ниже, т.е. в интервале 810 м, устанавливают и оставляют его в эксплуатационной колонне 1.For this, on the production string of pipes (not shown in Figs. 1-4), a blind packer 9 (Fig. 3) is lowered into the production string 1 below the breach 2 (800 m), for example, 10 m below, i.e. in the interval of 810 m, install and leave it in the production string 1.

В качестве глухого пакера 9 применяют, например, извлекаемую пакер пробку марки ИПП-168 Россия, разработанную институтом «ТатНИПИнефть», Республика Татарстан, г. Бугульма. Для определения приемистости нарушения 2, например, используют портативный ультразвуковой расходомер жидкости марки TransPort PT878 производства «Промышленный импорт» (Российская Федерация, г. Москва). As a blind packer 9, for example, a retrievable packer plug of the IPP-168 Russia brand, developed by the TatNIPIneft Institute, Republic of Tatarstan, Bugulma, is used. To determine the injectivity of violation 2, for example, a portable ultrasonic liquid flow meter TransPort PT878 manufactured by Industrial Import (Russian Federation, Moscow) is used.

При реализации способа используют подъемный агрегат для бурения и ремонта скважин, например, марки УПА 60 производства ООО «КЗНПО» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Кумертау), имеющий допускаемую нагрузку на крюке без установки оттяжек на грунт – 60 т. When implementing the method, a lifting unit is used for drilling and repairing wells, for example, grade UPA 60 manufactured by KZNPO LLC (Russian Federation, Republic of Bashkortostan, Kumertau), which has a permissible hook load without installing guys on the ground - 60 tons.

Производят определение приемистости нарушения 2 с помощью закачки жидкости и расходомера, спущенного в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 2). Determine the injectivity of the violation 2 by pumping liquid and a flow meter lowered into the production string 1 (see Fig. 2).

Если удельная приемистости нарушения 2 составляет g < 0,5 м3/(чМПа), например g = 0,4 м3/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 закачкой по колонне технологических труб (на фиг. 1-4 не показано), например, на колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 кислоты в объёме 1,5 м3 до достижения удельной приемистости g > 0,5 м3/(чМПа) с ожиданием реакции кислоты с породами нарушения 2, например в течение 12 часов и последующим свабированием продуктов реакции кислоты с породами нарушения 2 по технологической колонне труб ( на фиг. 1-4 не показано). После чего определение удельной приемистости повторяют. If the specific injectivity of the disturbance 2 is g <0.5 m 3 / (hMPa), for example g = 0.4 m 3 / (hMPa), then preliminary drainage of the disturbance 2 of the production casing 1 is carried out by pumping along the string of process pipes (in Fig. 1 -4 not shown), for example, on a tubing string with an outer diameter of 73 mm with a wall thickness of 7 mm according to GOST 633-80, acid in a volume of 1.5 m 3 until a specific injectivity is reached g> 0.5 m 3 / (hMPa ) while waiting for the reaction of the acid with the rocks of violation 2, for example, for 12 hours and then swabbing the reaction products of the acid with the rocks of violation 2 along the technological pipe string (not shown in Figs. 1-4). Then the determination of the specific injectivity is repeated.

В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную 22-25% марки В по ТУ 2458-526-05763441-2010.The acid used is, for example, inhibited hydrochloric acid 22-25% grade B according to TU 2458-526-05763441-2010.

Если удельная приемистость имеет значение: g > 0,5 м3/(чМПа), например, g = 1,5 м3/(чМПа), производят тампонирование нарушения 2 в эксплуатационной колонне 1 добывающей скважины.If the specific injectivity has a value: g> 0.5 m3 / (hMPa), for example, g = 1.5 m 3 / (hMPa), plugging of the violation 2 in the production string 1 of the producing well is performed.

В интервал нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 спускают колонну технологических труб 10 (см. фиг. 3), например, колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 с разбуриваемым пакером 11. Производят посадку разбуриваемого пакера 11 выше нарушения 2 в очищенном скребком интервале эксплуатационной колонны 1, например, 795 м. В качестве разбуриваемого пакера 11 применяют, например, разбуриваемый пакер марки ПР-168, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.In the interval of disruption 2 of production casing 1, a string of process pipes 10 is lowered (see Fig. 3), for example, a tubing string with an outer diameter of 73 mm with a wall thickness of 7 mm according to GOST 633-80 with a drillable packer 11. The drillable packer is set 11 above the breach 2 in the cleaned scraper interval of the production string 1, for example, 795 m. As a drillable packer 11, for example, a drillable packer of grade PR-168, manufactured by the research and production company "Packer", Russia, Republic of Bashkortostan, Oktyabrsky is used ...

Затем производят тампонирование нарушения 2 эксплуатационной колонны 1, чередующейся циклической закачкой и продавкой равными порциями тампонирующих компонентов: низкомодульного жидкого стекла (НМЖС) и цементного раствора, со снижением объёма закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,5 м3, а объем первой порции не должен быть ниже 40% от общего объема закачки.Then, the breach 2 of the production string 1 is plugged, alternating with cyclic injection and squeezing in equal portions of plugging components: low-modulus liquid glass (LMWG) and cement slurry, with a decrease in the volume of injection and squeezing with each cycle of each component by 0.5 m 3 , and the volume of the first portions should not be less than 40% of the total injection volume.

НМЖС применяют по ГОСТ 13078-81. Стекло натриевое жидкое. Технические условия (с Изменениями N 1, 2). Например, применяют НМЖС с силикатным модулем 4,1 и плотностью 1320 кг/м3.NMZhS is used in accordance with GOST 13078-81. Liquid sodium glass. Specifications (with Amendments N 1, 2). For example, NMZhS is used with a silicate modulus of 4.1 and a density of 1320 kg / m 3 .

Для приготовления цементного раствора плотностью 1850 м3/кг применяют цемент марки (ПЦТ-I-G-CC-1) портландцемент тампонажный, бездобавочный типа I-G высокой сульфатостойкости по ГОСТ 1581-96.To prepare a cement slurry with a density of 1850 m 3 / kg, cement of the brand (PCT-IG-CC-1) is used, an oil-well portland cement without additives of the IG type of high sulfate resistance according to GOST 1581-96.

По колонне технологических труб 5 закачивают и продавливают в нарушение 2 эксплуатационной колонны 1 тампонирующие компоненты (в зависимости от объема тампонирующего состава). Например, общий объём тампонирующих компонентов, подлежащего закачке и продавке в нарушение 2 эксплуатационной колонны 1 составляет 10,0 м3 Производят закачку и продавку тампонирующих компонентов в четыре цикла следующим образом.The plugging components (depending on the volume of the plugging composition) are pumped through the process pipe string 5 and pushed in violation of 2 production casing 1. For example, the total volume of plugging components to be injected and squeezed out in violation of production casing 1 is 10.0 m 3. The plugging components are injected and squeezed out in four cycles as follows.

Первый цикл: 2,0 м3 НМЖС 12' и 2,0 м3 цементный раствора 13'. The first cycle: 2.0 m 3 NMZhS 12 'and 2.0 m 3 cement mortar 13'.

Второй цикл: 1,5 м3 НМЖС 12'' и 1,5 м3 цементный раствора 13''.Second cycle: 1.5 m 3 NMZhS 12 "and 1.5 m 3 cement mortar 13".

Третий цикл: 1,0 м3 НМЖС 12''' и 1,0 м3 цементный раствора 13'''.The third cycle: 1.0 m 3 NMZhS 12 "" and 1.0 m 3 cement mortar 13 "".

Четвёртый цикл: 0,5 м3 НМЖС 12'''' и 0,5 м3 цементный раствора 13''''.The fourth cycle: 0.5 m 3 NMZhS 12 '''' and 0.5 m 3 cement mortar 13 ''''.

Далее продавливают закачкой технологической жидкости по колонне технологических труб 10, например, сточной водой плотностью 1150 м3/кг остатки находящихся в технологической колонне труб 10 тампонирующих компонентов в нарушение 2 эксплуатационной колонны 1.Then, the pumping process fluid is pushed through the process pipe string 10, for example, with waste water with a density of 1150 m 3 / kg, the remains of plugging components in the process pipe 10 string, in violation of 2 of the production string 1.

Чередующаяся циклическая закачка тампонирующих компонентов со снижением объёма закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,5 м3 позволяет повысить качество герметизации нарушения 2 эксплуатационной колонны 1. Это объясняется тем, что сначала НМЖС закачивается и продавливается в нарушение 2, так как НМЖС легко фильтруется в отличии от цементного раствора и обладает хорошей адгезией с породой коллектора при любой её проницаемости, а образование тампонирующего материала (схватывание) происходит непосредственно в нарушении 2. Это позволяет создать экран, герметизирующий переток воды из породы коллектора через нарушение 2 в добывающую скважину. В свою очередь последующая закачка цементного раствора предотвращает чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. позволяет более полно заполнить пространство нарушения 2 тампонажным материалом.Alternating cyclic pumping of plugging components with a decrease in the volume of injection and squeezing with each cycle of each component by 0.5 m 3 improves the quality of sealing fault 2 of production casing 1. This is explained by the fact that at first NMZH is pumped and pushed in violation of 2, since NMZH is easy it is filtered, unlike cement slurry, and has good adhesion to the reservoir rock at any permeability, and the formation of plugging material (seizure) occurs directly in violation 2. This allows you to create a screen that seals the overflow of water from the reservoir rock through violation 2 into the production well. In turn, the subsequent injection of the cement slurry prevents excessive shrinkage (reduction in volume) of the cement slurry during the setting of the slurry, i.e. allows you to more fully fill the space of violation 2 with plugging material.

Чередующаяся закачка позволяет более плотно (пачками) заизолировать нарушение 2 эксплуатационной колонны, а уменьшение объёма закачки с каждым циклом тампонирующих компонентов позволяет равномерно распределить тампонирующий состав по объёму внутри нарушения 2 эксплуатационной колонны.Alternating injection allows more tightly (in packs) to isolate the breach of production casing 2, and a decrease in the volume of injection with each cycle of plugging components allows evenly distributing the plugging compound throughout the volume inside the breach of production casing 2.

После окончания тампонирования нарушения эксплуатационной колонны извлекают из эксплуатационной колонны 1 колонну технологических труб 10. Оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, после чего сначала фрезеровкой удаляют разбуриваемый пакер 11, а затем с помощью ловильного инструмента ( на фиг. 1-4 не показано) извлекают глухой пакер 9 из эксплуатационной колонны 1. After the completion of plugging, the disturbance of the production casing is removed from the production casing 1, the casing of technological pipes 10. The well is left to await the solidification of plugging components, after which, first, the drillable packer 11 is removed by milling, and then using a fishing tool (not shown in Figs. 1-4) is removed blind packer 9 from production casing 1.

Спускают в скважину колонну труб 14 (см. фиг. 4) с пакером 15. В качестве пакера применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Сажают пакер 15 ниже нарушения и производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 по затрубному пространству 16. Для этого подсоединяют насосный агрегат 17 к боковому отводу 18 эксплуатационной колонны 1 скважины.A string of pipes 14 (see Fig. 4) with a packer 15 is lowered into the well. As a packer, for example, a packer of the PRO-YAMO2-142 brand, manufactured by NPF "Packer" (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation) is used. Set the packer 15 below the violation and pressurize the production casing 1 along the annulus 16. To do this, connect the pumping unit 17 to the side branch 18 of the production casing 1 of the well.

Закачкой с помощью насосного агрегата 17 (см. фиг. 4) технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 м3/кг через боковой отвод 18 при открытой задвижке (на фиг. 4 показано условно) в затрубное пространство 16 производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 на допустимое давление опрессовки для данной эксплуатационной колонны 1, например на 9,0 МПа с выдержкой в течение 15 мин, причём падение давления более 5% для герметичной эксплуатационной колонны 1 не допустимо. По результатам опрессовки эксплуатационной колонны возможны два варианта:By pumping a pumping unit 17 (see Fig. 4) of a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 m 3 / kg through a side outlet 18 with an open valve (shown in Fig. 4 conditionally) into the annulus 16, the production casing 1 is pressurized on the permissible pressure test for a given production casing 1, for example, by 9.0 MPa with holding for 15 minutes, and a pressure drop of more than 5% for a sealed production casing 1 is not permissible. Based on the results of pressure testing of the production casing, two options are possible:

Вариант 1. Эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) герметична.Option 1. Production casing 1 (see Fig. 3) is sealed.

Если после опрессовки эксплуатационной колонны по затрубному пространству 16 избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давления на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата составило 8,73 МПа, что соответствует 97 %. Так как давление упало на 3 % < 5 %, то эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) герметична. Оснащают эксплуатационную колонну 1 насосным оборудованием (на фиг. 1-4 не показано), например, электроцентробежным насосом, спущенным на технологической колонне труб, и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.If after pressure testing of the production casing in the annulus 16 with excess pressure, for example, by 9.0 MPa with holding the pressure in the production casing for 15 minutes, the pressure reading on the pressure gauge (not shown in Figs. 1-4) of the pumping unit was 8.73 MPa, which corresponds to 97%. Since the pressure dropped by 3% <5%, the production casing 1 (see Fig. 3) is sealed. The production string 1 is equipped with pumping equipment (not shown in Figs. 1-4), for example, an electric centrifugal pump, lowered on the production pipe string, and the production well is put into operation.

Вариант 2. Если после опрессовки эксплуатационной колонны по затрубному пространству 16 избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давления на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата соответствовало, например, 6,0 МПа, потери давления составили 30% . Так как 30 % > 5 %, то эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) не герметична. Option 2. If, after pressure testing the production casing in the annulus 16 with excess pressure, for example, by 9.0 MPa with holding the pressure in the production casing for 15 minutes, the pressure reading on the pressure gauge (not shown in Figs. 1-4) of the pumping unit corresponded, for example , 6.0 MPa, the pressure loss was 30%. Since 30%> 5%, the production string 1 (see Fig. 3) is not tight.

Тогда, как описано выше на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка 4 (фиг. 2), перфорированный патрубок 5, пакер 6, колонна лифтовых труб 7 с насосом 8, например, электроцентробежным. В качестве пакера 6 для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Производят посадку пакера 6 в эксплуатационной колонне 1 ниже её нарушения 2, но выше продуктивного пласта 3, после чего запускают насос 8 в работу.Then, as described above, the assembly is assembled from the bottom up at the production wellhead: plug 4 (Fig. 2), perforated nozzle 5, packer 6, tubing string 7 with pump 8, for example, electric centrifugal. As a packer 6 for a production casing with a diameter of 168 mm, for example, a packer of the PRO-YAMO2-142 brand, manufactured by NPF "Paker" (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation) is used. The packer 6 is set in the production string 1 below its break 2, but above the productive formation 3, after which the pump 8 is put into operation.

Опрессовка эксплуатационной колонны добывающей скважины по затрубному пространству после изоляции нарушения тампонированием позволяет по результатам опрессовки принять решение о последующей эксплуатации добывающей скважины без пакера или же с внедрением пакера. Это позволяет повысить надежность ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины, минимизировав, при этом затраты на ремонт.Pressing the production casing of a production well along the annulus after isolating the violation by plugging allows, based on the results of pressure testing, to make a decision on the subsequent operation of the production well without a packer or with the introduction of a packer. This makes it possible to increase the reliability of the repair of the production casing of the production well, while minimizing the repair costs.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины и последовательность выполнения операций исключают возникновение прихвата компоновки в эксплуатационной колонне добывающей скважине, так как шаблонирование и/или скребкование интервала посадки пакера в эксплуатационной колонне производят до спуска компоновки. Упрощают технологию ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера, так как спуск пакера и вставного ШГН производят за одну СПО, повышают надежность ремонта эксплуатационной колонны и качество герметизации нарушения эксплуатационной колонны, исключают возникновение аварийной ситуации в скважине, упрощают технологию ремонта с применением пакера.The proposed method of sealing the production casing of the production well and the sequence of operations exclude the occurrence of sticking of the assembly in the production casing of the production well, since the gauging and / or scraping of the interval of planting the packer in the production string is performed before running the assembly. They simplify the technology of production casing repair using a packer, since the packer and plug-in sucker rod pump are run in one trip, increase the reliability of the production casing repair and the quality of sealing the production casing failure, eliminate the occurrence of an emergency in the well, simplify the repair technology using the packer.

Claims (1)

Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины, включающий выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны, герметизацию интервала нарушения, спуск в эксплуатационную колонну колонны лифтовых труб, оснащённой снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком, пакером и насосом, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала её нарушения, запуск насоса в работу, отличающийся тем, что определение интервала нарушения эксплуатационной колонны осуществляют поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны пакером сверху вниз, после выявления интервала нарушения дополнительно производят опрессовку эксплуатационной колонны, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление не снижается до нуля в течение 15 мин, то после опрессовки на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, колонна лифтовых труб с насосом, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала нарушения, но выше продуктивного пласта, после чего запускают насос в работу, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление снижается до нуля до истечения 15 мин, то отсекают продуктивный пласт от интервала нарушения, определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны, если удельная приемистость нарушения g < 0,5 м3/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения кислотой в объёме 1,5 м3 до достижения удельной приемистости g > 0,5 м3/(чМПа), если удельная приемистость нарушения g > 0,5 м3/(чМПа), то на технологической колонне труб спускают и сажают разбуриваемый пакер выше интервала нарушения, герметизацию интервала нарушения осуществляют закачкой в интервал нарушения эксплуатационной колонны чередующимися порциями в равном объеме низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора, причем объем каждой последующей порции закачиваемого низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора на 0,5 м3 меньше объёма предыдущей порции, а объем первой порции не должен быть ниже 40% от общего объема закачки, продавливают низкомодульное жидкое стекло и цементный раствор в нарушение эксплуатационной колонны и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, извлекают из скважины технологическую колонну труб и пакер, затем спускают на колонне труб и сажают пакер ниже нарушения и по затрубному пространству скважины производят опрессовку эксплуатационной колонны избыточным давлением, допустимым на эксплуатационную колонну, определяют герметичность эксплуатационной колонны, оснащают её насосным оборудованием и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.A method for sealing the production casing of a production well, including identifying an interval of a production casing failure, gauging and cleaning the production casing, sealing a failure interval, lowering a tubing string equipped from the bottom up with a plug, a perforated nozzle, a packer and a pump, planting a packer in the production casing below the interval of its violation, starting the pump into operation, characterized in that the determination of the interval of failure of the production casing is carried out by interval pressure testing of the production casing with a packer from top to bottom, after identifying the interval of violation, pressure testing of the production casing is additionally performed, if during the pressure testing of the production casing the pressure does not decrease to zero during 15 minutes, then after pressure testing at the wellhead of the production well, the assembly is assembled from the bottom up: a plug, a perforated branch pipe, a packer, a tubing string with a pump, the packer is set in production casing below the disturbance interval, but above the productive formation, after which the pump is started up, if during pressure testing of the production casing the pressure drops to zero before the expiration of 15 minutes, then the productive formation is cut off from the disturbance interval, the specific injectivity of the production casing disturbance is determined, if the specific injectivity of the violation g <0.5 m 3 / (hMPa), then preliminary drainage of the violation with acid in a volume of 1.5 m 3 is performed until the specific injectivity of the violation g> 0.5 m 3 / (hMPa) is reached, if the specific injectivity of the violation is g> 0 , 5 m 3 / (hMPa), then a drillable packer is lowered and set on the production string of pipes above the break interval, the break interval is sealed by pumping into the break interval of the production casing in alternating portions in equal volumes of low-modulus liquid glass and cement slurry, the volume of each subsequent portion pumped low-modulus liquid glass and cement slurry for 0.5 m 3 is less than the volume of the previous portion, and the volume of the first portion should not be less than 40% of the total injection volume, push the low-modulus liquid glass and cement slurry in violation of the production casing and leave the well to wait for the plugging components to solidify, remove the production tubing and the packer from the well, Then, a packer is lowered on the pipe string and the packer is set below the fault, and the production casing is pressurized along the annular space of the well with excess pressure permissible for the production casing, the tightness of the production casing is determined, equipped with pumping equipment and the production well is put into operation.
RU2020115259A 2020-04-30 2020-04-30 Method for sealing production string of production well RU2730157C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020115259A RU2730157C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method for sealing production string of production well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020115259A RU2730157C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method for sealing production string of production well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2730157C1 true RU2730157C1 (en) 2020-08-19

Family

ID=72086219

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020115259A RU2730157C1 (en) 2020-04-30 2020-04-30 Method for sealing production string of production well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2730157C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2116432C1 (en) * 1997-08-28 1998-07-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method for restoring tightness of production strings
RU2209928C1 (en) * 2002-05-30 2003-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Автонефтьсервис" Method of isolation of absorption zones in well
RU2342516C1 (en) * 2007-04-06 2008-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of execution of repair-insulating operations in well
CN101463717A (en) * 2008-12-22 2009-06-24 中煤第五建设公司 Converse fast hole-sealing method of continuous water exit hole-drilling conduit method
RU2599154C1 (en) * 2015-12-08 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of repair-insulation works in well (versions)
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2116432C1 (en) * 1997-08-28 1998-07-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method for restoring tightness of production strings
RU2209928C1 (en) * 2002-05-30 2003-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Автонефтьсервис" Method of isolation of absorption zones in well
RU2342516C1 (en) * 2007-04-06 2008-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of execution of repair-insulating operations in well
CN101463717A (en) * 2008-12-22 2009-06-24 中煤第五建设公司 Converse fast hole-sealing method of continuous water exit hole-drilling conduit method
RU2599154C1 (en) * 2015-12-08 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of repair-insulation works in well (versions)
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2043225A (en) Method and apparatus for testing the productivity of the formation in wells
US6640897B1 (en) Method and apparatus for through tubing gravel packing, cleaning and lifting
RU2670816C9 (en) Method for sealing a production string
EP2122124A1 (en) Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus
RU2509873C1 (en) Sealing method of production string
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2669646C1 (en) Method for sealing a production string
CN111305795A (en) Method for applying cannula bridge plug lower tube pump
CN112360368B (en) Oil well water plugging method
RU2730157C1 (en) Method for sealing production string of production well
RU2730158C1 (en) Repair method of production casing of producing well
RU2379472C1 (en) Method of well&#39;s horizontal borehole part repair insulation works
RU2750016C1 (en) Method for sealing defect in working column of production well (options)
RU2342516C1 (en) Method of execution of repair-insulating operations in well
US9359856B2 (en) Swellable packer in hookup nipple
RU2631517C1 (en) Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
RU2007118892A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL
RU2480575C1 (en) Method of propping of roof of bottomhole formation zone
RU2622961C1 (en) Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing
RU2354802C1 (en) Method for well repair
CN112943152A (en) Water finding and water plugging integrated tubular column for oil field horizontal well and water finding and water plugging method thereof
RU2324050C2 (en) Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole
RU2626495C1 (en) Method of proppant washing from pipe string and bottom-hole zone after reservoir fracture
RU2739181C1 (en) Insulation method for behind-the-casing flows in production well
RU2354804C1 (en) Method for well repair