RU2808347C1 - Method for eliminating annular circulation - Google Patents
Method for eliminating annular circulation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808347C1 RU2808347C1 RU2023113300A RU2023113300A RU2808347C1 RU 2808347 C1 RU2808347 C1 RU 2808347C1 RU 2023113300 A RU2023113300 A RU 2023113300A RU 2023113300 A RU2023113300 A RU 2023113300A RU 2808347 C1 RU2808347 C1 RU 2808347C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insulating composition
- well
- packer system
- injection
- holes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 46
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000004636 vulcanized rubber Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000283707 Capra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к герметизации заколонного пространства скважин, по которой происходит несанкционированное сообщение между пластами (ликвидации несанкционированной заколонной циркуляции – ЗКЦ).The invention relates to the oil and gas industry, namely to sealing the annular space of wells through which unauthorized communication occurs between layers (elimination of unauthorized annular circulation - ECC).
Известен способ герметизации заколонного пространства скважины (патент RU № 2286438, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.10.2006 Бюл. № 30), включающий глушение скважины, перфорирование обсадной колонны в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов, закачку герметизирующего состава, тампонажного раствора и продавочной жидкости, оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора, при этом в качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту, кроме того, перфорируют обсадную колонну в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, в скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) технологический пакер, устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов, герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава, причем закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте, а тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов.There is a known method for sealing the annulus of a well (patent RU No. 2286438, MPK E21B 33/13, publ. 10.27.2006 Bulletin No. 30), including killing the well, perforating the casing in the interval of the upper part of the permeable and the bottom of the overlying impermeable formation, injection of a sealing composition , cement slurry and displacement fluid, leaving the well while waiting for the cement slurry to harden, while the aquifer closest to the lower production object is used as a permeable formation, in addition, the casing is perforated in the interval of productive formations intended for subsequent exploitation into the well a process packer is lowered on the tubing string, installed above the perforation interval of the aquifer and overlying impermeable formations, the sealing compound is pumped and forced into the annular space in portions until zero injectivity, with unpacking and flushing of the well, as well as holding the well between injections of portions for hardening time of the sealing composition, and the injection of portions of the sealing composition is carried out with increasing bottomhole pressures, starting from a pressure slightly higher than the reservoir pressure in the aquifer, and the cement solution is pumped and placed in the well cavity with the condition of covering the perforation interval of the aquifer and the overlying impermeable formations.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления только при расположении водоносного пласта ниже двух нефтеносных пластов, один из которых должен быть непроницаемым, высокая вероятность некачественной герметизации заколонного пространства, так как при прорыве с одной стороны эксплуатационной колонны скважины тампонажного раствора (а проницаемость заколонного пространства всегда неравномерная) к верхней перфорации, основная часть тампонажного раствора будет закачиваться внутрь скважины (в эксплуатационную колонну), при этом с другой стороны от эксплатационной колонны (где не произошел прорыв) законные перетоки буду слабо изолированы или неизолированы вообще, при этом тампонажный раствор внутри скважины будет осаждаться на пакер, забивая его подвижные части, что осложняет снятие его и извлечение из скважины, что приводит к аварийным ситуациям (так называемое получение "козла").The disadvantages of this method are a narrow scope of application due to the possibility of implementation only when the aquifer is located below two oil-bearing formations, one of which must be impermeable, a high probability of poor-quality sealing of the annulus, since when a cement slurry breaks through on one side of the production casing, the permeability of the annular space is always uneven) to the upper perforation, the main part of the cement slurry will be pumped into the well (into the production casing), while on the other side of the production casing (where no breakthrough occurred) legal flows will be poorly isolated or not isolated at all, while the cementing the solution inside the well will be deposited on the packer, clogging its moving parts, which complicates its removal and extraction from the well, which leads to emergency situations (the so-called “goat”).
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляционных работ в скважине (патент RU № 2389865, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.05.2010 Бюл. № 14), включающий закачку гелеобразующего состава, докрепление фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом, реперфорацию продуктивного пласта, причем на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.The closest in technical essence is the method of isolation work in a well (patent RU No. 2389865, MPK E21B 33/13, published on May 20, 2010 Bulletin No. 14), including injection of a gel-forming composition, reinforcement with a filterable or non-filterable cement composition, reperforation of the productive formation, Moreover, at the first stage, cement mortar is pumped into the perforation holes of the productive formation in the volume necessary to isolate the flow channel between the gas- or aquifer-bearing and oil formations and to cover the oil formation, special holes are created in the area of the bottom of the interval of the gas-bearing formation and/or the area of the base or roof of the aquifer interval formation, a gel-forming composition is pumped into the indicated special holes, after which additional reinforcement is carried out.
Недостатками данного способа являются большие затраты времени и сложность реализации из-за необходимости применения специального оборудования для двойной закачки реагентов (тампонажного и гелеобразующих составов), с последующим докреплением цементным раствором и реперфорацией продуктивного пласта.The disadvantages of this method are that it is time-consuming and difficult to implement due to the need to use special equipment for double injection of reagents (grouting and gel-forming compositions), followed by reinforcement with cement mortar and reperforation of the productive formation.
Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа ликвидации заколонной циркуляции, позволяющего просто и быстро, без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.The technical result of the proposed invention is the creation of a method for eliminating annular circulation, which makes it possible to simply and quickly, without loss of quality, isolate the annular circulation of liquid and/or gas through a one-time installation and use of downhole equipment and a one-time injection of the required volume of insulating composition.
Техническим решением является способ ликвидации заколонной циркуляции, включающий создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава.The technical solution is a method for eliminating annex circulation, which includes creating holes in the well casing for injection of an insulating composition, isolating the perforation interval of the productive formation, installing a packer system in the well to isolate the perforation zone and the specified holes into which the insulating composition is pumped.
Новым является то, что указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом, при этом после создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины, после установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит заколонная циркуляция, изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне, изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону заколонной уиркуляции, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя заколонную циркуляцию этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины.What is new is that the indicated holes for injection of the insulating composition are created in the middle of ±12% of the distance between the perforation interval of the productive formation and the gas-bearing and/or aquiferous formation, and after creating holes in the well casing for injecting the insulating composition, the process string is lowered into the well packer system, isolation of the perforation interval of the productive formation is carried out by installing a packer system that does not allow the insulating composition to pass through them into the well, after installing the packer system, an insulating composition is pumped along the process string at least in the volume of cement stone disturbances through which annular circulation occurs, the insulating composition is forced process fluid in a volume not less than the volume of the process column with the possibility of preventing solidification of the insulating composition in the process column, the insulating composition through the holes created in the well casing for injection of the insulating composition is forced into the annular circulation zone, displacing the liquid from the disturbances of the cement stone into the formations and sealing the annular circulation with this composition, then after waiting sufficiently for the insulating composition to set, the packer system is transferred to the transport folded state and the process string with the packer system is removed from the well.
Новым является также то, что при интервале перфорации не более 0,5 м ее перекрывают изнутри одним пакером пакерной системы, оснащённым снаружи рукавом толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из невулканизированной резины.What is also new is that when the perforation interval is no more than 0.5 m, it is covered from the inside with one packer of the packer system, equipped on the outside with a sleeve 1–5 mm thick and no less than 0.6 m high made of unvulcanized rubber.
Новым является также то, что при интервале перфорации более 0,5 м ее перекрывают изнутри двумя пакерами пакерной системы, располагаемыми выше и ниже интервала перфорации, один из которых располагают между этим интервалом и указанными отверстиями для закачки изолирующего состава.What is also new is that when the perforation interval is more than 0.5 m, it is blocked from the inside by two packers of the packer system, located above and below the perforation interval, one of which is located between this interval and the indicated holes for injection of the insulating composition.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.In fig. Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method with a perforation interval of the productive formation of no more than 0.5 m, which is located above the gas-bearing and/or aquifer.
На фиг. 2 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.In fig. Figure 2 shows a diagram of the implementation of the method with a perforation interval of the productive formation of more than 0.5 m, which is located above the gas-bearing and/or aquifer.
На фиг. 3 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.In fig. Figure 3 shows a diagram of the implementation of the method with a perforation interval of the productive formation of no more than 0.5 m, which is located below the gas-bearing and/or aquifer.
На фиг. 4 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.In fig. Figure 4 shows a diagram of the implementation of the method with a perforation interval of the productive formation of more than 0.5 m, which is located below the gas-bearing and/or aquifer.
Способ ликвидации заколонной циркуляции реализуется в следующей последовательности.The method for eliminating annular circulation is implemented in the following sequence.
После определения наличия заколонной циркуляции 1 (фиг. 1) в скважине 2, снабженной обсадной колонной 3, между продуктивным пластом 4 (фиг. 1–4) и газоносным и/или водоносным пластом 5 геофизическими технологическими мероприятиями и исследованиями (магнитно-резонансными при помощи интроскопов, ядерно-магнитными с использованием радиоактивных меток, ультразвуковыми при помощи приемопередающей техники, термометрическими исследованиями или т.п.). Чаще всего заколонная циркуляция 1 (фиг 1) происходит из-за нарушения целостности цементного камня 6 за обсадной колонной 3. При этом определяют объем нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1. Зная расположение интревала перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пласта 5 (берется из технического паспорта к скважине 2, составляемого при ее строительстве), в середине h расстояния H между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5 создают перфоратором (не показан, гидромеханический, кумулятивный, гидропескоструйный или т.п.) специальные отверстия 8 с погрешностью ±12%, которая вызвана возможными ошибками измерения при спуске в скважину 2 перфоратора:After determining the presence of annular circulation 1 (Fig. 1) in well 2, equipped with a casing string 3, between the productive formation 4 (Fig. 1–4) and the gas-bearing and/or aquifer 5 geophysical technological measures and studies (magnetic resonance using introscopes, nuclear magnetic using radioactive tags, ultrasonic using transceiver technology, thermometric studies, etc.). Most often, the annular circulation 1 (Fig. 1) occurs due to a violation of the integrity of the cement stone 6 behind the casing string 3. In this case, the volume of damage to the cement stone 6 through which the annular circulation 1 occurs is determined. Knowing the location of the perforation interval 7 of the productive formation 4 and formation 5 (taken from the technical passport for well 2, compiled during its construction), in the middle h of the distance H between the perforation interval 7 of the productive formation 4 and formation 5, special holes 8 are created with a perforator (not shown, hydromechanical, cumulative, hydrosandblasting, etc.) with an error of ±12%, which is caused by possible measurement errors when lowering 2 perforators into the well:
, [1] , [1]
где H – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5, м;where H is the distance between perforation interval 7 of productive formation 4 and formation 5, m;
h – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и специальными отверстиями 8, м.h – distance between perforation interval 7 of productive formation 4 and special holes 8, m.
После извлечения перфоратора в скважину 2 спускают технологическую колонну 9 с пакерной системой 10, состоящий из одного пакера 11 (фиг. 1 и 3) или двух пакеров (фиг. 2 и 4) – верхнего 12 и нижнего13.After removing the perforator, a process string 9 with a packer system 10 is lowered into well 2, consisting of one packer 11 (Figs. 1 and 3) or two packers (Figs. 2 and 4) - the upper one 12 and the lower one 13.
При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 3 и 4) ниже пласта 5 технологическую колонну 9 оснащают снизу заглушкой 14 и заливными отверстиями 15, располагаемыми непосредственно над пакером 11 (фиг. 3) или верхним пакером 12 (фиг. 4) для исключения скапливания изолирующего состава над ними. Также для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) выше специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим пакером 16 (например, механическим двухпозиционным, якорь которого фиксируется или освобождается при кратковременном при поднятии на расстояние срабатывания технологической колонны 9, самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей жидкость снизу вверх, или т.п. – показан условно). На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.When the productive formation 4 (Fig. 3 and 4) is located below the formation 5, the process string 9 is equipped from below with a plug 14 and filler holes 15, located directly above the packer 11 (Fig. 3) or the upper packer 12 (Fig. 4) to prevent the accumulation of insulating composition above them. Also, to protect against excess pressure of the casing string 3, the process string 9 (Figs. 3 and 4) above the special holes 8 can be equipped with a cut-off packer 16 (for example, a mechanical on-off packer, the anchor of which is fixed or released when the process string 9 is briefly raised to the triggering distance, a self-sealing cuff that does not allow fluid to pass from bottom to top, or the like - shown conditionally). The author does not claim this, as it is known from open sources.
При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 1 и 2) выше пласта 5 для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) ниже специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим глухим пакером 17 (фиг. 2) (например, механическим двухпозиционным, гидромеханическим, поворотным или т.п. – показан условно) или цементным мостом 18 (фиг. 1) на песчаной «подушке» 19 или т.п. На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.When the productive formation 4 (Fig. 1 and 2) is located above the formation 5 to protect against excess pressure of the casing string 3, the process string 9 (Fig. 3 and 4) below the special holes 8 can be equipped with a shut-off blind packer 17 (Fig. 2) (for example , mechanical two-position, hydromechanical, rotary, or the like - shown conditionally) or a cement bridge 18 (Fig. 1) on a sand “cushion” 19 or the like. The author does not claim this, as it is known from open sources.
Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 1 и 3) не более 0,5 пакер 11 пакерной системы 10 перед спуском оснащают снаружи рукавом 20 толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из не вулканизированной резины. Так как интервал перфорации 7 часто представляет собой отверстия с неровными краями, которые могут быть при длительной эксплуатации подвержены коррозии, то пакер 11, эластичная манжета (не показана) которого изготовленный из вулканизированной резины, жёсткого полиуретана или т.п. может не полностью перекрыть отверстия интервала перфорации 7, а рукав 20 из не вулканизированной резины легко заполняет все неровности и отверстия исключая перетоки снаружи внутрь обсадной колонны 3 при установке пакера 11.Moreover, when the perforation interval 7 (Figs. 1 and 3) is no more than 0.5, the packer 11 of the packer system 10 before lowering is equipped with a sleeve 20 from the outside with a thickness of 1–5 mm and a height of at least 0.6 m made of non-vulcanized rubber. Since the perforation interval 7 often consists of holes with uneven edges, which can be subject to corrosion during long-term operation, the packer 11, an elastic collar (not shown) made of vulcanized rubber, rigid polyurethane, or the like. may not completely cover the holes of the perforation interval 7, and the sleeve 20 made of non-vulcanized rubber easily fills all irregularities and holes, excluding flows from the outside to the inside of the casing string 3 when installing packer 11.
Толщина рукава 20 и 1–5 мм выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях Республики Татарстан (РТ): менее 1 мм – не обеспечивает гарантированной герметизации интервала перфорации 7, а более 5 мм – для сжатия рукава 20 при установке пакера 11 требует дорогостоящей сложной конструкции пакера 11 с большими расширениями его эластичной манжеты, что значительно снижает эффективность и надёжность способа.The sleeve thickness of 20 and 1–5 mm was chosen empirically during testing in the fields of the Republic of Tatarstan (RT): less than 1 mm does not provide guaranteed sealing of the perforation interval 7, and more than 5 mm - to compress sleeve 20 when installing packer 11 requires an expensive complex design packer 11 with large expansions of its elastic cuff, which significantly reduces the efficiency and reliability of the method.
Высота рукава 20 не менее 0,6 м выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях РТ, так как при меньшей высоте очень трудно при установке пакера 11 попасть и перекрыть интервал перфорации после спуска в скважину 2. На практике высоту рукава 20 более 1,4 м не применяли из экономических соображений, чтобы не тратить материала рукава 20 из не вулканизированной резины.The height of the sleeve 20 of at least 0.6 m was chosen empirically during testing in the fields of the Republic of Tatarstan, since at a lower height it is very difficult when installing the packer 11 to reach and block the perforation interval after lowering into well 2. In practice, the height of the sleeve 20 is more than 1.4 m were not used for economic reasons, so as not to waste the material of the sleeve 20 made of non-vulcanized rubber.
Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 2 и 3) более 0,5 пакер 11 пакерную систему 10 перед спуском верхним 12 и нижним 13 пакерами, располагаемыми после спуска в скважину 2 перед установкой соответственно выше и ниже интервала перфорации 7, один из которых 12 (фиг. 4) или 13 (фиг. 2) располагают между этим интервалом 7 (фиг. 4 или 2) и специальными отверстиями 8.Moreover, when the perforation interval 7 (Fig. 2 and 3) is more than 0.5, the packer 11 packer system 10 before lowering with the upper 12 and lower 13 packers, located after lowering into the well 2 before installation, respectively, above and below the perforation interval 7, one of which is 12 (Fig. 4) or 13 (Fig. 2) are placed between this interval 7 (Fig. 4 or 2) and special holes 8.
После установки пакерной системы 10 (фиг. 1–4) интервал перфорации 7 перекрывается пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, между которыми после установки остаётся скважинная практически несжимаемая жидкость.After installing the packer system 10 (Figs. 1–4), the perforation interval 7 is covered with a packer 11 (Figs. 1 and 3) with a sleeve 20 or packers 12 (Figs. 2 and 4) and 13, between which, after installation, a practically incompressible well fluid remains .
Пакеры 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 и пакеры 12 (фиг. 2 и 4) могут использоваться любой известной конструкции (см. патенты RU №№ 2397313, 2533470, 2038460, 2215122, 2495235 или т.п.), автор на конструкцию пакеров 11, 12, и 13 и способы их установки и съема не претендует.Packers 11 (Figs. 1 and 3) with sleeve 20 and packers 12 (Figs. 2 and 4) can be used of any known design (see RU patents No. 2397313, 2533470, 2038460, 2215122, 2495235 or the like), The author does not claim the design of packers 11, 12, and 13 and the methods of their installation and removal.
Затем сразу после установки пакерной системы 10 по технологической колонне 9 закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1 (на состав, объем и технологию закачки автор не претендует – применяется на основе известных технологий). Изолирующий состав продавливается технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны 9 для исключения застывания изолирующего состава, оставшегося в колонне 9 (фиг. 1–4) и над пакером 11 (фиг. 3) или над пакером 12 (фиг. 4) при закачке через заливные отверстия 15 (фиг. 3 или 4).Then, immediately after installing the packer system 10, an insulating composition is pumped into the process column 9 at least in the volume of cement stone disturbances 6, through which annular circulation 1 occurs (the author does not claim the composition, volume and injection technology - it is used on the basis of known technologies). The insulating composition is forced through the process fluid in a volume not less than the volume of the process column 9 to prevent solidification of the insulating composition remaining in the column 9 (Fig. 1–4) and above the packer 11 (Fig. 3) or above the packer 12 (Fig. 4) during injection through filler holes 15 (Fig. 3 or 4).
Изолирующий состав через специальные отверстия 8 (фиг. 1–4) в обсадной колонне 3 проникает в зону заколонной циркуляции 1, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня 6. Так как интервал перфорации 7 перекрыт пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, то жидкость из нарушений цементного камня 6 (фиг. 1–4) вытесняется в пласты 4 и 5 соответственно их проницаемости. Ввиду того, что сопротивление при закачке жидкости в пласты 4 и 5 значительно превосходит сопротивление внутри обсадной колонны 3, которую перекрыли пакерной системой 10, и внутри заколонной циркуляции 1, то изолирующий состав равномерно распределяется в заколонной циркуляции 1 по периметру обсадной колонны 3 и вверх и вниз от специальных отверстий 8 при продавливании изолирующего состава, обеспечивая качественную герметизацию заколонной циркуляции 1 этим составом. Поскольку подвижность воды и газа в пласте 5 превосходит подвижность нефти в продуктивном пласте 4, то излишки от объема изолирующего состава закачиваются в основном (до 100% из практики) пласт 5, дополнительно изолируя и его и обеспечивая приток воды и газа в затрубное пространство обсадной колонны 3.The insulating composition, through special holes 8 (Figs. 1–4) in the casing string 3, penetrates into the annular circulation zone 1, displacing liquid from the disturbances of the cement stone 6. Since the perforation interval 7 is blocked by a packer 11 (Figs. 1 and 3) with a sleeve 20 or packers 12 (Figs. 2 and 4) and 13, then the liquid from the disturbances of cement stone 6 (Figs. 1–4) is displaced into layers 4 and 5 according to their permeability. Due to the fact that the resistance when pumping liquid into formations 4 and 5 significantly exceeds the resistance inside the casing 3, which was covered with a packer system 10, and inside the annular circulation 1, the insulating composition is evenly distributed in the annular circulation 1 along the perimeter of the casing 3 and upward and down from the special holes 8 when pressing the insulating composition, ensuring high-quality sealing of the annular circulation 1 with this composition. Since the mobility of water and gas in formation 5 exceeds the mobility of oil in productive formation 4, the excess volume of the insulating composition is injected mainly (up to 100% in practice) into formation 5, further isolating it and ensuring the flow of water and gas into the annulus of the casing. 3.
После небольшой выдержки, достаточной для схватывания (увеличения вязкости до состояния невозможности изливаться внутрь обсадной колонны через специальные отверстия 8 внутрь обсадной колонны изолирующего состава заколонной циркуляции 1, пакеры переводят в транспортное (сложенное) состояние и подземное оборудование (технологическая колонна с пакером 11 (фиг. 1 и 3) или пакерами 12 и 13 (фиг. 2 и 4)) извлекается из скважины 2.After a short delay sufficient for setting (increasing viscosity to the point of impossibility of pouring into the casing through special holes 8 inside the casing of the insulating composition of the annular circulation 1, the packers are transferred to the transport (folded) state and the underground equipment (process string with packer 11 (Fig. 1 and 3) or packers 12 and 13 (Fig. 2 and 4)) is removed from well 2.
Как показала практика, после реализации способа с установкой пакерной системы 10 и закачкой изолирующего состава за одну спускоподъёмную операцию технологической колонны 9 после геофизических исследований ни разу не потребовались дополнительные операции для окончательной ликвидации заколонной циркуляции 1, что свидетельствует о качественной ликвидации заколонной циркуляции 1 при реализации способа.As practice has shown, after implementing the method with the installation of the packer system 10 and the injection of the insulating composition in one tripping operation of the process string 9 after geophysical surveys, additional operations were never required for the final elimination of the annular circulation 1, which indicates the high-quality elimination of the annular circulation 1 when implementing the method .
Предлагаемый способ ликвидации заколонной циркуляции позволяет просто и быстро без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.The proposed method for eliminating annular circulation allows you to simply and quickly isolate the annular circulation of liquid and/or gas without loss of quality due to a one-time installation and use of downhole equipment and a one-time injection of the required volume of insulating composition.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808347C1 true RU2808347C1 (en) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004031532A1 (en) * | 2002-10-02 | 2004-04-15 | Baker Hugues Incorporated | Mono-trip well completion |
| US20050016727A1 (en) * | 2003-07-25 | 2005-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | [downhole sampling apparatus and method] |
| RU2286438C1 (en) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Casing annulus plugging method |
| RU2389865C1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of insulating works in production well |
| RU2485296C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation |
| EP1264075B1 (en) * | 2000-02-15 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| RU2665769C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir |
| RU2739181C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1264075B1 (en) * | 2000-02-15 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| WO2004031532A1 (en) * | 2002-10-02 | 2004-04-15 | Baker Hugues Incorporated | Mono-trip well completion |
| US20050016727A1 (en) * | 2003-07-25 | 2005-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | [downhole sampling apparatus and method] |
| RU2286438C1 (en) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Casing annulus plugging method |
| RU2389865C1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of insulating works in production well |
| RU2485296C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation |
| RU2665769C1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir |
| RU2739181C1 (en) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2013200438B2 (en) | A method and system of development of a multilateral well | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
| RU2576422C1 (en) | Method of physical abandonment of wells | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| Howard et al. | Squeeze cementing operations | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
| RU2808347C1 (en) | Method for eliminating annular circulation | |
| US2163449A (en) | Method of treating a well | |
| RU2480581C1 (en) | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells | |
| RU2586337C1 (en) | Procedure for completion of stripper well | |
| RU2286438C1 (en) | Casing annulus plugging method | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| US3463230A (en) | Method of making a relative permeability survey using a floating plugging material | |
| RU2378493C1 (en) | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section | |
| RU2661171C1 (en) | Method for isolating the inflow of formation water in an uncased horizontal section of the wellbore | |
| RU2618538C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well | |
| Agnew et al. | The leaking liner top | |
| RU2174595C1 (en) | Process of isolation of water-saturated pools in operational wells | |
| US20220154546A1 (en) | Method for Plugging a Wellbore Allowing for Efficient Re-Stimulation |