UA64207A - Method for removal of inter-column gas flow in a well - Google Patents
Method for removal of inter-column gas flow in a well Download PDFInfo
- Publication number
- UA64207A UA64207A UA2003032558A UA2003032558A UA64207A UA 64207 A UA64207 A UA 64207A UA 2003032558 A UA2003032558 A UA 2003032558A UA 2003032558 A UA2003032558 A UA 2003032558A UA 64207 A UA64207 A UA 64207A
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- well
- inter
- mixture
- column
- sealing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 101150059448 cdk7 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000002980 postoperative effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Винахід відноситься до нафтової та газової промисловості і може бути використаний для відновлення герметичності газових свердловин, а саме для ліквідації способів відновлення негерметичності обсадної колони.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to restore the tightness of gas wells, namely to eliminate the methods of restoring the leakiness of the casing string.
Відомий спосіб (див. Патент Росії Мо2017935 опубл. в Бюл. Мо15 від 15.08.94р.) по якому свердловину нагрівають до температури на 15-30"С вище температури гірських порід з послідуючою закачкою в затрубний простір тампонуючого складу на основі насиченого водного розчину мінеральної солі.A known method (see Russian Patent Mo2017935 published in Byul. Mo15 dated 15.08.94) according to which the well is heated to a temperature 15-30"C above the temperature of the rocks with the subsequent injection into the annular space of a plugging composition based on a saturated aqueous solution of mineral salt
Недоліком даного способу є те, що нагрівання свердловини викликає розширення матеріалу обсадної колони та появу тріщин в цементному камені, які призводять до міжколонних перетоків.The disadvantage of this method is that the heating of the well causes the expansion of the casing material and the appearance of cracks in the cement stone, which lead to inter-column flows.
Найбільш близьким до заявляємого є спосіб відновлення герметичності обсадної колони (див. А.с. СРСРThe closest to the claimed method is the method of restoring the tightness of the casing string (see A.S. of the USSR
Мо1624127, М. кл. 4АЕВ33/13 опубл. в Бюл. Мо4 від 30.01.91 р.) шляхом закачки герметизуючої суміші з ізоляційного складу в місце негерметичності з попереднім його газуванням в стовбурі свердловини циклічною зміною витрати газу через ізоляційний склад та періодичного відкриття і закриття затрубного простору на амбар, що збільшує рухливість складу.Mo1624127, M. cl. 4АЕВ33/13 publ. in Bul. Мо4 dated 30.01.91) by injecting the sealing mixture from the insulating composition into the place of leakage with its preliminary gassing in the wellbore by cyclically changing the gas flow through the insulating composition and periodically opening and closing the annular space on the barn, which increases the mobility of the composition.
Такий спосіб газування приводить до великих втрат ізоляційного складу за рахунок викиду його в амбар при продувках і не дає можливості зменшити швидкість спуску складу на вибій.This method of gassing leads to large losses of the insulating composition due to its release into the barn during blowdowns and does not provide an opportunity to reduce the speed of descent of the composition to the hole.
Задачею винаходу є відновлення герметичності різьових з'єднань обсадної колони та підвищення безпеки експлуатації свердловини у відповідності з вимогами екології.The task of the invention is to restore the tightness of threaded connections of the casing string and increase the safety of well operation in accordance with the requirements of ecology.
Для вирішення поставленої задачі у відомому способі ліквідації міжколонних перетоків по нещільностях різьових з'єднань обсадної колони, що включає закачку герметизуючої суміші в затрубний простір, стосовно винаходу закачують компоненти мас. 90: 2,596 водного розчину КМЦ - 60-75, поверхнево-активної речовини - 10-15, азбестової крихти - 10-30, з отриманням суміші гелеподібного стану, в якому азбестова крихта ре знаходиться у зваженому стані, під час закачки суміші її спінюють в піногенераторі, створюючи стійку піну для забезпечення зниження швидкості спуску суміші на вибій, та забезпечення контакту з внутрішньою стінкою « обсадної колони в зоні негерметичності, підвищуючи імовірність попадання її в нещільності різьових з'єднань з потоком газу із затрубного в міжколонний простір, герметизуючи їх дрібними твердими частками азбестової крихти. М 20 Для закачування герметизуючої суміші (див. фіг.1) використовують цементувальний агрегат 1, з'єднаний через нагнітальну лінію 2 з піногенератором З що з'єднаний імпульсною трубкою 4 з манометричною стійкою (2 трубного простору 5, яка знаходиться на викидній лінії трубного простору вузла глушіння свердловини 6. счTo solve the problem in the known method of elimination of inter-column flows due to leaks in threaded joints of the casing, which includes injection of a sealing mixture into the annular space, according to the invention, the components of mass are injected. 90: 2.596 of an aqueous solution of CMC - 60-75, surface-active substance - 10-15, asbestos crumb - 10-30, with obtaining a mixture of a gel-like state, in which the asbestos crumb is in a suspended state, during the injection of the mixture it is foamed in foam generators, creating a stable foam to ensure a reduction in the rate of descent of the mixture to the hole, and ensuring contact with the inner wall of the casing in the leaky zone, increasing the probability of it getting into the leaky threaded connections with the flow of gas from the annulus to the inter-column space, sealing them with small solid particles of asbestos crumb. M 20 For pumping the sealing mixture (see Fig. 1) use the cementing unit 1, connected through the injection line 2 to the foam generator Z, which is connected by the impulse tube 4 to the manometric rack (2 of the pipe space 5, which is located on the discharge line of the pipe of the space of the well shut-off unit 6. sch
Піногенератор З з'єднаний нагнітальною лінією 2 з викидною лінією затрубного простору вузла глушіння свердловини 7. Поз. 8 засувки викидної лінії затрубного простору, поз. 9, засувки викидної лінії трубного «Ж зв Простору. Й соThe foam generator C is connected by injection line 2 to the discharge line of the annulus of the well shut-off unit 7. Pos. 8 latches of the ejection line of the annular space, pos. 9, valves of the discharge line of the pipeline "Zh zv Prostor. And co
Монтаж піногенератора З виконується на нагнітальній лінії 2 цементувального агрегату 1 за допомогою швидкознімних з'єднань. Нагнітальна лінія 2 приєднується до викидної лінії затрубного простору вузла глушіння 7 свердловини. Імпульсна трубка 4 з'єднує піногенератор З з манометричною стійкою трубного простору 5, розміщеною на викидній лінії трубного простору вузла глушіння 6 свердловини. Під час закачки в затрубний « 20 простір свердловини герметизуюча суміш спінюється в спеціальному піногенераторі З газом, який подається із -в трубного простору по імпульсній трубці 4 в піногенератор. Додана в суміш поверхнево-активна речовина с дозволяє отримати більш стійку піну, та різко знизити швидкість її спуску по стінках обсадної колони на :з» вибій, збільшуючи час контакту суміші зі стінками обсадної колони, та підвищити імовірність попадання дрібних твердих частинок азбесту, а також розчину КМЦ, в зазори різьових з'єднань обсадної колони для їх герметизації. 15 Тиск закачки суміші перевищує тиск газу в затрубному просторі на 0,1-0,1МПа, не викликаючи розширення б обсадної труби, що, в свою чергу, виключає розтріскування цементного каменя.The installation of the foam generator Z is performed on the injection line 2 of the cementing unit 1 using quick-release connections. Injection line 2 is connected to the discharge line of the annulus of the squelch unit 7 of the well. The impulse tube 4 connects the foam generator C with the manometric stand of the pipe space 5, located on the discharge line of the pipe space of the muffling unit 6 of the well. During injection into the annular space of the well 20, the sealing mixture is foamed in a special foam generator with gas, which is supplied from the pipe space through the impulse tube 4 to the foam generator. The surfactant c added to the mixture makes it possible to obtain a more stable foam, and sharply reduce the speed of its descent along the walls of the casing string at the "z" hole, increasing the contact time of the mixture with the walls of the casing string, and increase the probability of small solid particles of asbestos, as well as solution of KMC, into the gaps of threaded joints of the casing string for their sealing. 15 The injection pressure of the mixture exceeds the gas pressure in the annular space by 0.1-0.1 MPa, without causing expansion of the casing pipe, which, in turn, excludes cracking of the cement stone.
Поопераційна реалізація способу. ве Приготовлену герметизуючу суміш закачують за допомогою цементувального агрегату через піногенератор в г) затрубний простір зупиненої свердловини при відкритому міжколонному просторі, створюючи стійку піну.Post-operative implementation of the method. ve The prepared sealing mixture is pumped with the help of a cementing unit through a foam generator into d) the annular space of a stopped well with an open intercolumnar space, creating a stable foam.
Піноутворена герметизуюча суміш повільно опускається по стовбуру свердловини, утворюючи плівку на о стінках обсадної колони, з потоком газу із затрубного в міжколонний простір попадає в зазори різьових «М з'єднань, тампонуючи їх дрібними твердими частками азбесту і клеєм КМЦ, який, в свою чергу, засихає, перешкоджаючи переміщенню азбесту в зазорах.The foamed sealing mixture slowly descends down the wellbore, forming a film on the walls of the casing, with the flow of gas from the annulus to the intercolumnar space, it enters the gaps of threaded "M" joints, tamponing them with small solid particles of asbestos and KMC glue, which, in turn, , dries, preventing the movement of asbestos in the gaps.
Приклади реалізації способу.Examples of implementation of the method.
Приклад 1. Запропонований спосіб було використано в експлуатаційній газовій свердловині 55 УльянівськогоExample 1. The proposed method was used in operational gas well 55 of Ulyanovsk
ГКР Перещепинського НГП. » Обсадна колона 7 168мм спущена на глибину 2320м, насосно-компресорні труби Я 7Змм на глибину 2278м, інтервал перфорації 2280-2288м. Стан свердловини до проведення герметизаційних робіт був наступним: тиск в ліфтових трубах Рр-11,8МПа, 60 тиск в затрубному просторі Рагр-12,5МПа, міжколонний тиск Рууквхо--6,4МПа, Рукох12"-0,72МПа.GKR Pereshchepinsky NHP. » Casing column 7 168 mm was lowered to a depth of 2320 m, pump-compressor pipes I 7 Z mm to a depth of 2278 m, perforation interval 2280-2288 m. The condition of the well before the sealing works was as follows: the pressure in the elevator pipes was 11.8 MPa, the pressure in the annular space Ragr was 12.5 MPa, the inter-column pressure was 6.4 MPa, and Rukoh was 12"-0.72 MPa.
Витрати газу із міжколонного простору Смкв'хо--57Мм/доб. В районі устя свердловини спостерігався грифон.Gas consumption from the intercolumnar space Smkv'ho--57Mm/day. A griffin was observed near the well mouth.
В затрубний простір свердловини було закачано компоненти, мас. 95: 2,596 водний розчин КМІЦ- 60-75, поверхнево - активний розчин - 10-15, азбестову крихту - 10-30. бо Після проведення герметизаційних робіт тиск в міжколонному просторі відсутній, грифон усунутий,Components were pumped into the annular space of the well, mass. 95: 2.596 aqueous solution of KMITS - 60-75, surface-active solution - 10-15, asbestos crumb - 10-30. because after the sealing works, there is no pressure in the intercolumnar space, the griffin has been removed,
герметичність свердловини відновлена.the tightness of the well is restored.
Свердловина відновлена з одної закачки.The well was recovered from one injection.
Приклад 2. Спосіб ліквідації міжколонних перетоків було використано в свердловині 9 Ульянівського ГКРExample 2. The method of elimination of inter-column flows was used in well 9 of the Ulyanovsk GKR
Перещепинського НГП.Pereshchepinsky NHP.
Обсадна колона 7 168мм спущена на глибину 2720м, насосно-компресорні труби Я 7Змм - на глибину 2610м, інтервал перфорації 2619-2624м. Стан свердловини до проведення робіт по герметизації був наступним: тиск в ліфтових трубах Рр-15,5МПа; тиск в затрубному просторі Ргр-16,4МПа; 70 міжколонний тиск Рууквхо"-15,0МПа, Рукох12":ОМПа.Casing column 7 168 mm was lowered to a depth of 2720 m, pump-compressor pipes I 7 Z mm - to a depth of 2610 m, perforation interval 2619-2624 m. The condition of the well before sealing was as follows: the pressure in the lift pipes was 15.5 MPa; pressure in the annular space Rgr-16.4 MPa; 70 intercolumnar pressure Ruukvho"-15.0MPa, Rukoh12":OMPa.
Витрати газу із міжколонного простору Смкв'хо--46,4м З/доб.Gas consumption from the inter-column space Smkv'ho--46.4 m3/day.
Роботи по герметизації свердловини Ме9 було проведено три рази.Work on sealing the Me9 well was carried out three times.
Результати наведені в таблиці 1. ів проведення робіт по відновленню герметичності обсадної колони свердловини обробок Мпа мпа герметизації герметизації азбест, крихта-30; частковий азбест, крихта-22; частковийThe results are shown in table 1. of works on restoration of the tightness of the casing column of the well. partial asbestos, crumb-22; partial
ДИ с НБН кінні азбест, крихта-10; позитивнийDY with NBN horse asbestos, crumb-10; positive
На прикладі свердловини 9 видно, що застосування запропонованого способу не завжди дає миттєвий результат, іноді необхідно декілька закачок для досягнення позитивного результату. ч- зо З таблиці видно, що при кожній закачці міжколонний тиск поступово зменшився, а при 3-й закачці став відсутній. оThe example of well 9 shows that the application of the proposed method does not always give an instant result, sometimes several injections are needed to achieve a positive result. ч- зо From the table it can be seen that with each injection the intercolumnar pressure gradually decreased, and at the 3rd injection it became absent. at
Запропонований спосіб ліквідації міжколонних перетоків по нещільностях різьових з'єднань обсадної колони с не потребує великих економічних витрат через застосування дешевих матеріалів для отримання герметизаційної суміші і дозволяє виключити проведення дорогостоячого ремонту, відповідає вимогам екології. -The proposed method of eliminating inter-column flows due to leaks in threaded joints of the casing string does not require large economic costs due to the use of cheap materials for obtaining a sealing mixture and allows to exclude expensive repairs, meets the requirements of ecology. -
Спосіб дає можливість ліквідувати міжколонні перетоки газу в двох свердловинах. «яThe method makes it possible to eliminate inter-column gas flows in two wells. "I
Запропонований спосіб використовується для ліквідації міжколонних перетоків в свердловинах газових і газоконденсатних родовищ.The proposed method is used to eliminate inter-column flows in wells of gas and gas condensate deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2003032558A UA64207A (en) | 2003-03-25 | 2003-03-25 | Method for removal of inter-column gas flow in a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2003032558A UA64207A (en) | 2003-03-25 | 2003-03-25 | Method for removal of inter-column gas flow in a well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA64207A true UA64207A (en) | 2004-02-16 |
Family
ID=34515515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2003032558A UA64207A (en) | 2003-03-25 | 2003-03-25 | Method for removal of inter-column gas flow in a well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA64207A (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588499C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks |
-
2003
- 2003-03-25 UA UA2003032558A patent/UA64207A/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588499C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for elimination of inter-string gas shows in gas well located in ice-rich permafrost rocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2413064C2 (en) | Plugging methods of permeable zone of well at using sealing composition containing cross-linkable material and reduced quantity of cement | |
| AU749044B2 (en) | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment | |
| RU2013137250A (en) | OIL-PRODUCING APPARATUS AND METHOD CONTAINING SWELLING ELASTOMERS | |
| US8082989B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
| RU2400517C2 (en) | Sealing composition, including cross-linkable material and reduced amount of cement, for permeable zone of well | |
| MX2010004279A (en) | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable- packer elements for a reliable annular seal. | |
| NO20051246L (en) | Annular insulators for expandable pipe laying in wellbores | |
| SA517381160B1 (en) | Self-healing cement comprising polymer capable of swelling in gaseous environment | |
| CN104405358A (en) | Method for fracturing coal seam by employing high-pressure gas | |
| CN110630208A (en) | Multistage sectional grouting plugging device for gas extraction drill hole and sealing method thereof | |
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2341644C1 (en) | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure | |
| UA64207A (en) | Method for removal of inter-column gas flow in a well | |
| RU2341645C1 (en) | Method of washing of sand plug and prevention of addition of sand in water producer under conditions of lifting of gas-water contact | |
| CN103541679B (en) | Method for sealing underground hydraulic fracture drilled hole of coal mine in combined manner | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2342518C1 (en) | Method of sand plug washing up and prevention of sand addition in watering well | |
| CN205301145U (en) | Experimental device for detect and seal scurrying agent shutoff intensity | |
| US12044096B2 (en) | Method for plugging a wellbore allowing for efficient re-stimulation | |
| RU2534373C1 (en) | Method for shutoff of stratal water influx | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| RU2164588C1 (en) | Process of operation of well | |
| RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well | |
| RU2499127C1 (en) | Method of well abandonment |