RU2736740C1 - Method for removal of compacted plug from well - Google Patents

Method for removal of compacted plug from well Download PDF

Info

Publication number
RU2736740C1
RU2736740C1 RU2020126459A RU2020126459A RU2736740C1 RU 2736740 C1 RU2736740 C1 RU 2736740C1 RU 2020126459 A RU2020126459 A RU 2020126459A RU 2020126459 A RU2020126459 A RU 2020126459A RU 2736740 C1 RU2736740 C1 RU 2736740C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
plug
pipe string
well
drilling
string
Prior art date
Application number
RU2020126459A
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 RU2020126459A priority Critical patent/RU2736740C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2736740C1 publication Critical patent/RU2736740C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, namely, to methods for removal of compacted plugs during well repair. Method involves lowering to emergency well up to head of pipe string plug, equipped from below with helical non-self-braking mechanism - screw pair, which includes hollow cylindrical shaft and hollow cylindrical housing, having the possibility of rotation around its axis, which lower end is rigidly connected to bit, unloading pipe string into plug, at which translational movement of pipe string is converted into rotary motion of bit. Under action of axial force created by the pipe string weight on the plug, the hollow shaft is stopped and its translational movement downwards, at that, the hollow body rotates, by bringing into the bit rotation, the pipe string is reached when the hollow shaft reaches the extreme lower position limited by the upper stroke limiter, repeated completion of the pipe string, to continue drilling cycles until the stop in the lower stroke limiter with continued rotation of the bit during lifting of the pipe string, drilling the plug to the moment when friction forces do not stop its rotation. After lowering the pipe string to the plug head, a pump unit, a liquid flow switch and a chute reservoir are installed on the wellhead and tied to each other. Each cycle of plug removal includes circulation of liquid by direct flushing, drilling of compacted plug and drilled cuttings removal from well. Drilling cycle is performed by drilling part of plug by unloading pipe string until it stops in upper limit stop at continuing direct flushing. Sand is removed when the pipe string is lifted to the lower stroke limiter with simultaneous back flushing. Switching between direct flushing to back flushing and vice versa is performed with the help of fluid flow switch. After removal of the plug and the pipe string stop, the set of own weight of the pipe string is set in the face and back flushing is performed in 1.5-fold volume of the well and back flushing is performed.
EFFECT: increased reliability of method implementation at drilling of plug and efficiency of drilled cuttings removal from well, reduced duration of repair works.
1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам для удаления уплотнённых пробок (песчаных и/или проппантных) в процессе ремонта скважины с использованием колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), бурильных труб (БТ) или колтюбинговой установки с безмуфтовыми длинномерными трубами (БДТ).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for removing sealed plugs (sand and / or proppant) in the process of well workover using a tubing string (tubing), drill pipes (BT) or a coiled tubing installation with long sleeveless pipes (BDT ).

Известен способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин (патент RU № 2188304, опубл. 27.08.2002), заключающийся в монтаже колтюбинговой установки с БДТ, установке противовыбросового и насосного оборудования, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывке скважины в зоне образования песчаной пробки. Приготовление промывочной пенообразующей жидкости ведут в два этапа. Первоначально смешивают техническую воду в количестве 70-75 об.% с одноатомным спиртом в количестве 25-30 об.%, а затем в полученный раствор добавляют неонол водорастворимый в количестве 1,0-1,5%, а при проведении операции промывки первоначально осуществляют подачу гидромониторной насадки со скоростью до 0,1 м/с до достижения расстояния между песчаной пробкой и гидромониторной насадкой 9-10 м, затем скорость подачи снижают до 0,001 м/с и подают пенообразующую жидкость в БДТ , причем дальнейшую подачу гидромониторной насадки для промывки пробки ведут с усилием подачи 300-500 кг до достижения установленного интервала, причем при промывке пробки площадь проходного сечения штуцера выкидной линии устанавливают меньшей площади проходного сечения наиболее узкого места в выкидной линии, при этом скорость восходящего потока вспененной жидкости в кольцевом пространстве скважины поддерживают в интервале не менее 0,1-0,4 м/с при максимальном давлении промывочной жидкости не более 21 МПа.There is a known method of flushing a sand plug in conditions of well workover (patent RU No. 2188304, publ. 27.08.2002), which consists in the installation of a coiled tubing unit with a BDT, installation of blowout and pumping equipment, preparation of a flushing foam-forming fluid and flushing of a well in the zone of formation of a sand plug. The flushing foaming liquid is prepared in two stages. Initially, industrial water is mixed in an amount of 70-75 vol.% With monohydric alcohol in an amount of 25-30 vol.%, And then water-soluble neonol in an amount of 1.0-1.5% is added to the resulting solution, and during the washing operation, initially the supply of the jetting nozzle at a speed of up to 0.1 m / s until the distance between the sand plug and the jetting nozzle is 9-10 m, then the feed rate is reduced to 0.001 m / s and the foaming liquid is fed into the BDT, and further supply of the jetting nozzle for washing the plug lead with a feed force of 300-500 kg until the set interval is reached, and when flushing the plug, the flow area of the flow line fitting is set to a smaller flow area of the narrowest point in the flow line, while the rate of the upward flow of the foamed liquid in the annular space of the well is maintained in the interval not less than 0.1-0.4 m / s at a maximum pressure of the flushing fluid not exceeding 21 MPa.

Недостатки способа:Disadvantages of the method:

- низкая эффективность удаления уплотненных пробок без разбуривания уплотнённой песчаной пробки;- low efficiency of removing compacted plugs without drilling out compacted sand plug;

- низкое качество воздействия струи гидромониторной насадки, влияющей на разрушение уплотнённой пробки в скважине. В итоге уплотнённая пробка разрушается лишь частично при длительном гидромониторном воздействии; - low quality of the impact of the jet of the jetting nozzle, which affects the destruction of the packed plug in the well. As a result, the sealed plug is only partially destroyed by prolonged hydromonitoring;

- высокая длительности и трудозатраты проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины, так как реализация способа проводится спуском гидромониторной насадки исключительно на колонне НКТ, кроме того сам процесс разрушения уплотнённой пробки высотой 5-8 м гидромониторной насадкой длительный и трудозатратный.- high duration and labor costs of carrying out repair work to remove the sealed plug from the well, since the implementation of the method is carried out by lowering the jetting nozzle exclusively on the tubing string, in addition, the process of destruction of the compacted plug with a height of 5-8 m by the jetting nozzle is long and labor-intensive.

Наиболее близким является способ удаления уплотнённой пробки из скважины, реализуемый с помощью устройства для разбуривания уплотненной пробки в скважине (патент RU № 162846, опубл. 27.06.2016), заключающийся в спуске в аварийную скважину, до головы уплотненной пробки (песчаной или проппантной), средства приложения осевой силы - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, причём к нижнему концу полого цилиндрического корпуса жестко соединен породоразрушающий инструмент – долото, при этом при разгрузке колонны труб в уплотненную пробку поступательное движение колонны труб, преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую пробку, происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса вращается, приводя во вращательное движение долото, причем при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, производят приподъем колонны труб на 1-2 метра выше пробки. После возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение, до упора в нижний ограничитель хода , проводят повторный доспуск колонны труб, для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение уплотненной пробки, причем долото в процессе приподъема колонны труб продолжает вращаться разбуривая пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, после удаления пробки реализацию способа прекращают, при этом в качестве колонны труб применяют колонну НКТ или колонну БТ, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата или БДТ колтюбинговой установки.The closest is a method for removing a packed plug from a well, implemented using a device for drilling a packed plug in a well (patent RU No. 162846, publ. 06/27/2016), which consists in running into an emergency well, up to the head of a compacted plug (sandy or proppant), means for applying axial force - a pipe string equipped from below with a screw non-self-braking mechanism - a screw pair, which is a hollow cylindrical shaft and a hollow cylindrical body that can rotate around its axis, and a rock-cutting tool - a chisel - is rigidly connected to the lower end of the hollow cylindrical body, while when unloading the pipe string into a sealed plug, the translational movement of the pipe string is converted into rotary motion of the bit, while under the action of the axial force F created by the weight of the pipe string on the plug being drilled, the driving link - the hollow cylindrical shaft is locked and its translational movement downwards, while m the driven link - the hollow cylindrical body rotates, driving the bit into rotary motion, and when the hollow cylindrical shaft reaches the extreme lower position, limited by the upper travel stop, the pipe string is raised by 1-2 meters above the plug. After returning the hollow cylindrical shaft to its original position, until it stops against the lower travel stop, the pipe string is re-expanded to continue drilling cycles aimed at destroying the sealed plug, and the bit continues to rotate while lifting the pipe string, drilling out the plug, until the forces friction on the surface to be drilled will not stop its rotation, after removing the plug, the implementation of the method is terminated, while a tubing string or a BT string is used as a pipe string, which is lowered into an emergency well using a mobile lifting unit or a coiled tubing unit.

Недостатками способа являются:The disadvantages of this method are:

- низкая надежность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки, обусловленная тем, что породоразрушающий инструмент воздействует на уплотнённую пробку за счёт средства приложения осевой силы (колонны труб) без промывки жидкостью. Это приводит к тому, что породоразрушающий инструмент зарывается в уплотнённой пробке, не обеспечивая проходку в уплотнённой пробке бурением; - low reliability of the implementation of the method when drilling the sealed plug, due to the fact that the rock cutting tool acts on the sealed plug due to the means of applying axial force (pipe string) without flushing with liquid. This leads to the fact that the rock cutting tool buries in the compacted plug, not allowing penetration in the compacted plug by drilling;

- низкая эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, обусловленная отсутствием обратной промывки жидкостью аварийной скважины по мере разбуривания уплотнённой пробки. В результате разбуренный шлам оседает обратно на пробку в скважине;- low efficiency of removal of drilled cuttings from the well, due to the absence of backwashing with the emergency well fluid as the packed plug is drilled out. As a result, the drilled cuttings settle back onto the plug in the well;

- высокая длительность проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины. Это обусловлено отсутствием промывок аварийной скважины жидкостью в процессе разбуривания уплотённой пробки и выносе разбуренного шлама. Из за чего количество циклов воздействия инструментом на уплотнённую пробку кратно увеличивается, что и приводит к увеличению времени ремонта скважины по удалению уплотнённой пробки. - long duration of repair work to remove the compacted plug from the well. This is due to the absence of flushing the emergency well with liquid during the drilling of the packed plug and the removal of drilled cuttings. Because of this, the number of cycles of impact of the tool on the sealed plug multiplies, which leads to an increase in the repair time of the well to remove the compacted plug.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки и эффективности выноса разбуренного шлама из скважины, а также сокращение длительности проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины.The technical objectives of the invention are to improve the reliability of the implementation of the method when drilling the packed plug and the efficiency of removing the drilled cuttings from the well, as well as reducing the duration of repair work to remove the packed plug from the well.

Технические задачи решаются способом удаления уплотнённой пробки из скважины, включающим спуск в аварийную скважину до головы уплотненной пробки средства приложения осевой силы F - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен породоразрушающим инструментом – долото, разгрузку колонны труб в уплотненную пробку при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую пробку, стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб, для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение уплотненной пробки, после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение, до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, при этом в качестве колонны труб применяют колонну насосно-компрессорных труб или колонну бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки.Technical problems are solved by the method of removing the sealed plug from the well, including lowering into the emergency well to the head of the sealed plug of the means for applying the axial force F - a pipe string equipped from below with a screw non-self-braking mechanism - a screw pair, which is a hollow cylindrical shaft and a hollow cylindrical body that can rotate around its axis, the lower end of which is rigidly connected by a rock cutting tool - a bit, the unloading of the pipe string into a sealed plug in which the translational movement of the pipe string is converted into rotational motion of the bit, while under the action of the axial force F created by the weight of the pipe string on the plug being drilled, the leading a link - a hollow cylindrical shaft and its translational movement downward, while the driven link - a hollow cylindrical body rotates, driving the bit in rotational motion, a rise of the pipe string when the hollow cylindrical shaft reaches the extreme lower position, limited by the upper travel stop, re-opening of the pipe string, to continue drilling cycles aimed at destroying the sealed plug, after returning the hollow cylindrical shaft to its original position, until it stops against the lower travel stop, with the continued rotation of the bit while lifting the pipe string, drilling out the plug, until the frictional forces on the surface to be drilled stop its rotation, while a tubing string or a string of drill pipes lowered into an emergency well using a mobile lifting unit, or sleeveless long pipes of a coiled tubing unit are used as a pipe string.

Новым является то, что после спуска колонны труб, оснащенной снизу винтовой парой и долотом до головы уплотненной пробки, на устье аварийной скважины устанавливают и обвязывают между собой с возможностью прямой и обратной промывок жидкостью аварийной скважины насосный агрегат, переключатель потока жидкости и желобную ёмкость, удаляют уплотнённую пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё, при этом каждый цикл включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки и вынос разбуренного шлама из аварийной скважины, причём цикл бурения осуществляют разбуриванием части уплотнённой пробки путем разгрузки колонны труб на уплотнённую пробку до упора в верхний ограничитель хода при продолжающейся прямой промывке жидкостью аварийной скважины, а вынос песка осуществляют при подъеме колонны труб в нижний ограничитель хода при одновременной обратной промывке жидкостью аварийной скважины, при этом переключения между прямой промывкой на обратную промывку, и наоборот, выполняют с помощью переключателя потока жидкости, после окончания удаления уплотненной пробки и упора колонны труб в забой аварийной скважины производят набор собственного веса колонны труб и обратной промывкой в 1,5 кратном объеме скважины производят обратную промывку. The novelty is that after running the pipe string equipped with a screw pair and a chisel to the head of the sealed plug, a pump unit, a liquid flow switch and a trough container are installed and tied together with the possibility of direct and reverse flushing with the emergency well liquid at the wellhead of the emergency well. sealed plug by cyclic hydraulic and mechanical action on it, while each cycle includes liquid circulation by direct flushing, drilling of a compacted plug and removal of drilled cuttings from an emergency well, and the drilling cycle is carried out by drilling out a part of the compacted plug by unloading the pipe string onto the sealed plug until it stops in the upper the travel stop during the ongoing direct flushing of the emergency well with liquid, and sand is removed when the pipe string is lifted into the lower travel stop while backflushing the emergency well with liquid, while switching from direct flushing to back flushing, and vice versa, it is performed using a liquid flow switch, after the removal of the sealed plug and the stop of the pipe string against the bottom of the emergency well is completed, the self-weight of the pipe string is added and backwashing is performed in 1.5 times the volume of the well.

На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично и последовательно изображён предлагаемый способ удаления уплотнённой пробки из скважины.FIG. 1, 2, 3, 4 schematically and sequentially depicts the proposed method for removing a compacted plug from a well.

При эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта 1 (см. фиг. 1), при этом жидкость и газ во время движения по пласту 1 увлекают в полость скважины значительное количество песка. Если скорость восходящего потока жидкости при её отборе из скважины недостаточна для подъема песчинок совместно с жидкостью, то песок осаждается на забое скважины, образуя пробку 2. По мере оседания песчинок на пробку 2 она уплотняется, и после того, как интервалы перфорации 3 пласта 1 перекроются песчанной пробкой отбор жидкости из скважины прекращается. Аналогично образуются и проппантные пробки. Отличие заключается в том, что проппант доставляется в пласт с целью крепления призабойной зоны при выполнении гидравлического разрыва пласта (ГРП). При эксплуатации скважин после проведения ГРП, пласты которых сложены рыхлыми породами и закреплены проппантом, уже в процессе освоения скважины после ГРП проппант начинает выноситься в полость скважины из призабойной зоны пласта, а затем в процессе последующей эксплуатации скважины постепенно образуется проппантная пробка, которая блокирует пласт и приводит к прекращению отбора нефти из скважины. During the operation of formations, composed of loose rocks in the bottomhole zone, the skeleton of formation 1 is destroyed (see Fig. 1), while liquid and gas, while moving along the formation 1, entrain a significant amount of sand into the wellbore cavity. If the velocity of the ascending fluid flow during its withdrawal from the well is insufficient to lift the grains of sand together with the liquid, then the sand settles at the bottom of the well, forming a plug 2. As the grains of sand settle onto plug 2, it becomes compacted, and after the perforation intervals 3 of layer 1 overlap the sand plug stops fluid extraction from the well. Proppant plugs are formed similarly. The difference lies in the fact that the proppant is delivered to the formation for the purpose of securing the bottomhole zone when performing hydraulic fracturing (hydraulic fracturing). During the operation of wells after hydraulic fracturing, the layers of which are composed of loose rocks and secured with proppant, already during the development of the well after hydraulic fracturing, proppant begins to be carried out into the well cavity from the bottomhole formation zone, and then during the subsequent operation of the well, a proppant plug gradually forms, which blocks the formation and leads to the termination of the extraction of oil from the well.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Способ удаления уплотнённой пробки 2 из скважины заключается в спуске в аварийную скважину 4 до головы уплотненной пробки 2 (песчаной) с помощью передвижного подъёмного агрегата или колтюбинговой установки (на фиг. 1-4 показано условно) колонны труб 5, оснащенной снизу несамотормозящим механизмом - винтовой парой 6 и породоразрушающим инструментом - долотом 7.The method of removing the compacted plug 2 from the well consists in lowering the compacted plug 2 (sand) into the emergency well 4 to the head of the compacted plug 2 (sand) using a mobile lifting unit or a coiled tubing unit (Fig. 1-4 shows conventionally) a pipe string 5 equipped with a non-self-braking mechanism from the bottom - a screw pair 6 and rock cutting tool - bit 7.

В качестве колонны труб 5 применяют колонну НКТ или колонну БТ, спускаемых в аварийную скважину 4 с помощью передвижного подъёмного агрегат или же БДТ, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговую установки.As a string of pipes 5, a tubing string or a BT string is used, which is lowered into the emergency well 4 using a mobile lifting unit or a BDT lowered into the emergency well 4 using a coiled tubing unit.

Например, в качестве колонны труб 5 применяют БДТ 5 диаметром 38,1 мм с толщиной стенки 3,4 мм, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговой установки, например марки МКЗОТ производства Фидмаш, Республика Беларусь, г. Минск.For example, as a string of pipes 5, BDT 5 with a diameter of 38.1 mm and a wall thickness of 3.4 mm are used, which are lowered into the emergency well 4 using a coiled tubing unit, for example, MKZOT brand manufactured by Fidmash, Republic of Belarus, Minsk.

После спуска колонны БДТ 5, оснащенной снизу винтовой парой 6 и долотом 7, до головы уплотненной пробки 2, на устье аварийной скважины 4 устанавливают и обвязывают между собой с возможностью прямой и обратной промывок жидкостью аварийной скважины 4 насосный агрегат 8, переключатель потока 9 жидкости и желобную ёмкость 10. After running the string BDT 5, equipped from the bottom with a screw pair 6 and a bit 7, to the head of the sealed plug 2, at the mouth of the emergency well 4, the pumping unit 8, the fluid flow switch 9, are installed and tied together with the possibility of direct and reverse flushing with liquid from the emergency well 4. gutter 10.

В качестве насосного агрегата 8 применяют, например насосную установку Н 504 производства Фидмаш, Республика Беларусь, г. Минск.As a pumping unit 8, for example, a pumping unit N 504 manufactured by Fidmash, Republic of Belarus, Minsk is used.

В качестве переключателя потока 9 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.As a flow switch 9 liquid used, for example, a flow switch manufactured by OOO "OZNA" Measuring systems of the Russian Federation, Republic of Bashkortostan, Oktyabrsky.

В качестве желобной ёмкости, например применяют ёмкость желобную с системой очистки производства ООО «Синергия технологий» РФ, Республика Татарстан, г. Казань. As a gutter container, for example, a gutter container with a purification system produced by LLC "Synergy Technologies" of the Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan is used.

Переключатель потока 9 жидкости с одной стороны гидравлически обвязывают с одной стороны с тройником 11, установленном в составе колонны труб 5 на устье аварийной скважины 4, а другой стороны переключатель потока 9 жидкости гидравлически обвязывают с отводом 12 межколонного пространства 13 авариной скважины 4. The fluid flow switch 9 on one side is hydraulically connected on one side with a tee 11 installed as part of the pipe string 5 at the wellhead of the emergency well 4, and on the other side the fluid flow switch 9 is hydraulically connected to the outlet 12 of the annular space 13 of the emergency well 4.

Переключение между циклами прямой промывки на обратную промывку, и наоборот, выполняют с помощью переключателя потока 9 жидкости. Switching between cycles of direct backwash and backwash, and vice versa, is carried out using the flow switch 9 of the liquid.

Устьевой сальник 14 обеспечивает герметичность на устье авариной скважины 4 при перемещениях колонны труб 5 в процессе реализации способа.The wellhead gland 14 ensures tightness at the mouth of the emergency well 4 when the pipe string 5 moves during the implementation of the method.

Несамотормозящий механизм - винтовая пара 6, представляет собой полый цилиндрический вал 15 и полый цилиндрический корпус 16, имеющий возможность вращения вокруг своей оси.Non-self-braking mechanism - a screw pair 6, is a hollow cylindrical shaft 15 and a hollow cylindrical body 16, which can rotate around its axis.

Удаление уплотнённой пробки 2 производят циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё.Removal of the sealed plug 2 is performed by cyclic hydraulic and mechanical action on it.

Каждый цикл (циклическое удаление уплотнённой пробки 2 из скважины 4) включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки 2 и вынос разбуренного шлама из аварийной скважины 4.Each cycle (cyclic removal of compacted plug 2 from well 4) includes liquid circulation by direct flushing, drilling of compacted plug 2 and removal of drilled cuttings from emergency well 4.

В исходном положении, когда верхний торец корпуса 16 (см. фиг. 1) упёрт в верхний ограничитель хода 17 полого цилиндрического вала 15, а переключатель потока 9 жидкости находится в положении показанном на фиг. 1. С помощью насосного агрегата 8 вызывают циркуляцию жидкости через аварийную скважину 4 прямой промывкой жидкости через тройник 11 по колонне БДТ 5 через межколонного пространства 13 и отводом 12 до появление жидкости в желобной емкости 10 (определяют визуально).In the initial position, when the upper end of the housing 16 (see Fig. 1) abuts against the upper travel stop 17 of the hollow cylindrical shaft 15, and the fluid flow switch 9 is in the position shown in Fig. 1.Using the pumping unit 8, the fluid is circulated through the emergency well 4 by direct flushing of the fluid through the tee 11 along the BDT column 5 through the annular space 13 and the outlet 12 until the liquid appears in the trough container 10 (determined visually).

В качестве жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1100 кг/м3.The liquid used is, for example, waste water with a density of 1100 kg / m 3 .

Далее производят бурение пробки 2 разгрузкой колонны БДТ 5 в уплотненную пробку 2, при этом поступательное движение колонны БДТ 5, преобразуется во вращательное движение долота 7, причём под действии осевой силы F, создаваемой весом колонны труб 5, например 4000 Н, на разбуриваемую пробку 2 происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала 15 и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса 16 вращается, приводя во вращательное движение долото 7, причем при достижении полым цилиндрическим валом 15 крайнего нижнего положения, ограничивающееся нижним ограничителем хода 18, в которую упирается нижний торец корпуса 16, при этом поступательное перемещение колонны БДТ 5 (см. фиг. 2) прекращается, а вращение долота 7 продолжается, при этом долото 7 разбуривает пробку 2 на высоту – h, например равную 1 метру до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят вращение долота 7. Например, после вызова циркуляции жидкости в желобную ёмкость, при проведении бурения уплотнённой пробки 2 при прямой промывке жидкостью по колонне БДТ 5 закачивают жидкость в объёме 2 м3.Next, plug 2 is drilled by unloading the BDT string 5 into a sealed plug 2, while the translational motion of the BDT string 5 is converted into the rotary motion of the bit 7, and under the action of the axial force F created by the weight of the pipe string 5, for example 4000 N, on the drillable plug 2 there is a locking of the driving link - the hollow cylindrical shaft 15 and its translational movement downward, while the driven link - the hollow cylindrical body 16 rotates, driving the chisel 7 into rotational motion, and when the hollow cylindrical shaft 15 reaches the extreme lower position, limited by the lower travel stop 18, against which the lower end of the body 16 abuts, while the translational movement of the BDT string 5 (see Fig. 2) stops, and the rotation of the bit 7 continues, while the bit 7 drills the plug 2 to a height - h, for example equal to 1 meter until the moment when frictional forces on the surface to be drilled will not stop the rotation of the bit 7. For example, after the liquids into the gutter tank, when drilling the sealed plug 2 with direct flushing with liquid through the BDT string 5, liquid is pumped in a volume of 2 m 3 .

Далее приступают к выносу разбуренного шлама (песка, проппанта). Next, they begin to carry out the drilled cuttings (sand, proppant).

Для этого сначала на устье скважины с помощью переключателя потока 9 (см. фиг. 3) жидкости, не останавливая насосный агрегат 8 производят переключение прямой промывки на обратную промывку жидкости, т.е. циркуляции жидкости через отвод 12, межколонное пространство 13 по колонне БДТ 5 и через тройник 11 дожидаются появление жидкости в желобной емкости 10 (определяют визуально). Затем приподнимают колонну БДТ 5 до упора верхнего торца корпуса 16 в верхний ограничитель хода 17 полого цилиндрического вала 15. В результате корпус 16 относительно полого цилиндрического вала 15 винтовой пары 6 занимает исходное положение.To do this, first, at the wellhead, using the fluid flow switch 9 (see Fig. 3), without stopping the pump unit 8, the direct flushing is switched to the back flushing of the fluid, i.e. liquid circulation through the outlet 12, the annular space 13 along the BDT column 5 and through the tee 11, the emergence of liquid in the trough container 10 is awaited (determined visually). Then, the BDT column 5 is lifted up to the stop of the upper end of the housing 16 against the upper stop 17 of the hollow cylindrical shaft 15. As a result, the housing 16 relative to the hollow cylindrical shaft 15 of the screw pair 6 takes its initial position.

Вынесенный из аварийной скважины 4 разбуренный шлам попадает в желобную емкость вместе с жидкостью. При этом шлам оседает на дно желобной ёмкости 10, откуда в последствии утилизируется, а жидкость очищается и подается на приём насосного агрегата 8.The drilled cuttings taken out from the emergency well 4 enters the trough tank together with the liquid. In this case, the sludge settles to the bottom of the gutter tank 10, from where it is subsequently disposed of, and the liquid is purified and fed to the pump unit 8.

После чего доподнимают колонну БДТ 5 ещё на 1-2 метра для улучшения эффективности выноса разбуренного шлама 19 (фиг. 3). По окончании выноса разбуренного шлама, (например, при проведении обратной промывки жидкостью аварийной скважины 4 закачивают жидкость в объёме 4 м3), колонну БДТ 5 до спускают до упора в голову уплотнённой пробки 2. Then, the BDT column 5 is raised by another 1-2 meters to improve the efficiency of removal of drilled cuttings 19 (Fig. 3). At the end of the removal of the drilled cuttings, (for example, when backwashing with liquid from the emergency well 4, a liquid is injected in a volume of 4 m 3 ), the BDT string 5 is lowered to the stop in the head of the sealed plug 2.

Таким образом реализуют один цикл удаления уплотнённой пробки из скважины.Thus, one cycle of removal of the packed plug from the well is realized.

Аналогичным образом реализуют остальные циклы до достижения долотом 7 забоя аварийной скважины 4, например в четыре цикла.The rest of the cycles are implemented in the same way until the bit 7 reaches the bottom of the emergency well 4, for example, in four cycles.

После окончания удаления (последнего цикла) уплотненной пробки 2 (см. фиг.4) и упора колонны БДТ 5 в забой аварийной скважины 4 производят набор собственного веса колонны БДТ 5, например 4000 Н и обратной промывкой в 1,5 кратном объеме скважины 4. Например, один объём аварийной скважины 4 составляет 18 м3: получим 18 м3 ·1,5 = 27 м3 производят обратную промывку аварийной скважины 4 жидкостью с целью полной очистки скважины от разбуренного шлама. After the end of the removal (the last cycle) of the sealed plug 2 (see Fig. 4) and the stop of the BDT string 5 at the bottom of the emergency well 4, the self-weight of the BDT string 5 is added, for example 4000 N and backwashing in 1.5 times the volume of well 4. For example, one volume of emergency well 4 is 18 m 3 : we get 18 m 3 · 1.5 = 27 m 3 , the emergency well 4 is backflushed with liquid in order to completely clean the well from drilled cuttings.

После окончания работ извлекают из аварийной скважины 4 колонну БДТ 5, оснащенную снизу несамотормозящим механизмом - винтовой парой 6 и породоразрушающим инструментом - долотом 7. After the end of the work, the BDT column 5 is removed from the emergency well 4, equipped from the bottom with a non-self-braking mechanism - a screw pair 6 and a rock cutting tool - a bit 7.

Далее осваивают пласт 1 добывающей скважины по любой известной технологии, оснащают насосным оборудованием (на фиг. 1-4 не показано) и запускают её в эксплуатацию.Then the reservoir 1 of the producing well is developed using any known technology, equipped with pumping equipment (not shown in Figs. 1-4) and put into operation.

Повышается надежность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки, так как породоразрушающий инструмент - долото воздействует на уплотнённую пробку за счёт средства приложения осевой силы (колонны труб) с прямой промывкой жидкостью. Это исключает зарывания долота в уплотнённой пробке и обеспечивает проходку (разбуривание) в уплотнённой пробке в каждом цикле на высоту h (см. фиг. 2). The reliability of the implementation of the method increases when drilling the sealed plug, since the rock cutting tool - the bit acts on the sealed plug due to the means of applying axial force (pipe string) with direct flushing with liquid. This excludes burying the bit in the sealed plug and ensures penetration (drilling) in the sealed plug in each cycle to the height h (see Fig. 2).

Повышается эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, благодаря наличию обратной промывки жидкостью аварийной скважины по мере разбуривания уплотнённой пробки. В результате разбуренный шлам не оседает обратно на пробку в аварийной скважине, а с потоком жидкости выносится в желобную ёмкость. The efficiency of the removal of drilled cuttings from the well increases due to the presence of backwashing with the emergency well fluid as the packed plug is drilled out. As a result, the drilled cuttings do not settle back onto the plug in the emergency well, but are carried out into the trough tank with the fluid flow.

В 1,5-2 раза сокращается длительность проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины. Это обеспечивается наличием прямой и обратной промывок аварийной скважины жидкостью в процессе реализации способа. Промывки ускоряют процессы разбуривания уплотнённой пробки и выноса разбуренного шлама из аварийной скважины. Из-за чего количество циклов воздействия инструментом на уплотнённую пробку снижается. Предлагаемый способ удаления уплотнённой пробки из скважины позволяет:The duration of repair work to remove the compacted plug from the well is reduced by 1.5-2 times. This is ensured by the presence of direct and reverse flushing of the emergency well with liquid during the implementation of the method. Flushing accelerates the process of drilling out the packed plug and removing the drilled cuttings from the emergency well. Due to this, the number of cycles of exposure of the sealed plug by the tool is reduced. The proposed method for removing a sealed plug from a well allows:

- повысить надёжность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки долотом;- to increase the reliability of the implementation of the method when drilling out the packed plug with a bit;

- повысить эффективность реализации способа за счёт выноса разбуренного шлама из скважины обратной промывкой жидкостью;- to increase the efficiency of the method implementation due to the removal of drilled cuttings from the well by backwashing with liquid;

- ускорить процесс удаления уплотнённой пробки из скважины.- to speed up the process of removing the packed plug from the well.

Claims (1)

Способ удаления уплотнённой пробки из скважины, включающий спуск в аварийную скважину до головы уплотненной пробки средства приложения осевой силы F - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с породоразрушающим инструментом – долотом, разгрузку колонны труб в уплотненную пробку, при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую пробку, происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полый цилиндрический корпус вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение уплотненной пробки, после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривание пробки до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, при этом в качестве колонны труб применяют колонну насосно-компрессорных труб или колонну бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, отличающийся тем , что после спуска колонны труб, оснащенной снизу винтовой парой и долотом, до головы уплотненной пробки на устье аварийной скважины устанавливают и обвязывают между собой с возможностью прямой и обратной промывок жидкостью аварийной скважины насосный агрегат, переключатель потока жидкости и желобную ёмкость, удаляют уплотнённую пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё, при этом каждый цикл включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки и вынос разбуренного шлама из аварийной скважины, причём цикл бурения осуществляют разбуриванием части уплотнённой пробки путем разгрузки колонны труб на уплотнённую пробку до упора в верхний ограничитель хода при продолжающейся прямой промывке жидкостью аварийной скважины, а вынос песка осуществляют при подъеме колонны труб в нижний ограничитель хода при одновременной обратной промывке жидкостью аварийной скважины, при этом переключения прямой промывки на обратную промывку и наоборот выполняют с помощью переключателя потока жидкости, после окончания удаления уплотненной пробки и упора колонны труб в забой аварийной скважины производят набор собственного веса колонны труб и обратной промывкой в 1,5-кратном объеме скважины производят обратную промывку. A method for removing a sealed plug from a well, including lowering into an emergency well to the head of a sealed plug means for applying an axial force F - a pipe string equipped from below with a helical non-self-braking mechanism - a screw pair, which is a hollow cylindrical shaft and a hollow cylindrical body that can rotate around its axis , the lower end of which is rigidly connected to the rock cutting tool - a bit, the pipe string is unloaded into a sealed plug, in which the translational motion of the pipe string is converted into rotary motion of the bit, while under the action of the axial force F created by the weight of the pipe string on the plug being drilled, the leading link - a hollow cylindrical shaft and its translational downward movement, while the driven link - a hollow cylindrical body rotates, driving the bit in rotational motion, the pipe string is lifted when the hollow cylindrical shaft reaches the extreme lower position, limited upper travel stop, re-running the pipe string to continue drilling cycles aimed at breaking the sealed plug, after returning the hollow cylindrical shaft to its original position until it stops against the lower travel stop with continued rotation of the bit while lifting the pipe string, drilling out the plug until the forces friction on the surface to be drilled will not stop its rotation, while the tubing string is used as a tubing string, or a string of drill pipes lowered into an emergency well using a mobile lifting unit, or sleeveless long pipes of a coiled tubing installation, characterized in that after the string has been run pipes equipped with a screw pair and a chisel from below, to the head of the sealed plug at the wellhead of the emergency well, the pump unit, the liquid flow switch and the trough container are installed and tied together with the possibility of direct and reverse flushing with the emergency well fluid, remove the seal the drilled plug by cyclic hydraulic and mechanical action on it, while each cycle includes the circulation of liquid by direct flushing, drilling of the compacted plug and removal of drilled cuttings from the emergency well, and the drilling cycle is carried out by drilling out a part of the compacted plug by unloading the pipe string onto the sealed plug until it stops in the upper the travel stop with continued forward flushing of the emergency well with liquid, and sand is removed when the pipe string is lifted into the lower travel stop with simultaneous backwashing of the emergency well with liquid, while switching the forward flush to backwash and vice versa is performed using the fluid flow switch, after the removal is completed the compacted plug and the stop of the pipe string into the bottom of the emergency well, the self-weight of the pipe string is set and backwashing is carried out in 1.5 times the volume of the well.
RU2020126459A 2020-08-07 2020-08-07 Method for removal of compacted plug from well RU2736740C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020126459A RU2736740C1 (en) 2020-08-07 2020-08-07 Method for removal of compacted plug from well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020126459A RU2736740C1 (en) 2020-08-07 2020-08-07 Method for removal of compacted plug from well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2736740C1 true RU2736740C1 (en) 2020-11-19

Family

ID=73460943

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020126459A RU2736740C1 (en) 2020-08-07 2020-08-07 Method for removal of compacted plug from well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2736740C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2805679C1 (en) * 2022-11-25 2023-10-23 Марат Магасумович Шайхутдинов Wellhead flow divider

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU56466U1 (en) * 2006-04-04 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Новые технологии" DEVICE FOR CLEANING THE DIRECTIONS OF OIL-PRODUCING WELLS
RU79613U1 (en) * 2008-07-22 2009-01-10 Олег Евгеньевич Соловкин DEVICE FOR CLEANING A WELL FROM A TIGHT BOTTOM
CA2910727A1 (en) * 2013-04-02 2014-10-09 Quantum Downhole Systems Inc. Method and apparatus for clearing a well bore
RU162846U1 (en) * 2015-12-11 2016-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" DEVICE FOR DRILLING A SEALED BOTTLE IN A WELL
RU187574U1 (en) * 2019-01-10 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" DEVICE FOR THE ELIMINATION OF SOLID TUBES
RU2720038C1 (en) * 2019-07-30 2020-04-23 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of cork destruction in well

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU56466U1 (en) * 2006-04-04 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Новые технологии" DEVICE FOR CLEANING THE DIRECTIONS OF OIL-PRODUCING WELLS
RU79613U1 (en) * 2008-07-22 2009-01-10 Олег Евгеньевич Соловкин DEVICE FOR CLEANING A WELL FROM A TIGHT BOTTOM
CA2910727A1 (en) * 2013-04-02 2014-10-09 Quantum Downhole Systems Inc. Method and apparatus for clearing a well bore
RU162846U1 (en) * 2015-12-11 2016-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" DEVICE FOR DRILLING A SEALED BOTTLE IN A WELL
RU187574U1 (en) * 2019-01-10 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью "Биттехника" DEVICE FOR THE ELIMINATION OF SOLID TUBES
RU2720038C1 (en) * 2019-07-30 2020-04-23 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of cork destruction in well

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2805679C1 (en) * 2022-11-25 2023-10-23 Марат Магасумович Шайхутдинов Wellhead flow divider

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6957701B2 (en) Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
AU2001236978B2 (en) Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
AU2001236978A1 (en) Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
RU2612061C1 (en) Recovery method of shale carbonate oil field
RU2315171C1 (en) Method for water influx zone isolation inside well
US20080164066A1 (en) Method and device for producing a cased string bore
RU2720038C1 (en) Method of cork destruction in well
RU2312972C2 (en) Method and device for fluid-containing reservoir isolation
RU2638672C1 (en) Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe
CN205823208U (en) A kind of novel returning of oilfield oil well mediates stifled system
RU2736740C1 (en) Method for removal of compacted plug from well
RU2526061C1 (en) Isolation of water inflow beds at well construction
RU2739802C1 (en) Method for sand plug effluent washing from well
RU2740505C1 (en) Acid treatment method of open horizontal shaft of wells
RU2423604C1 (en) Procedure for development of payable carbonate bed
CN109252821B (en) Non-contact type downhole negative pressure clear liquid, solid-phase tool and downhole cleaning process
RU2704087C2 (en) Method of well operation and device for implementation thereof
RU2386776C1 (en) Method of opening of waterbearing stratum in unstable rocks by upward borehole and device for its implementation
RU2361062C1 (en) Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre
CN105134288B (en) Hole dredging device and method for isolated grouting drill hole in mining overburden rock
RU2739181C1 (en) Insulation method for behind-the-casing flows in production well
RU2536723C1 (en) Method of washover of horizontal well
RU2256796C1 (en) Method for extraction of mineral resources and device for realization of said method
RU2539060C1 (en) Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure
RU2512222C1 (en) Method for bottomhole zone treatment