RU2498047C1

RU2498047C1 - Method for making-up grouting compound in well

Info

Publication number: RU2498047C1
Application number: RU2012122761/03A
Authority: RU
Inventors: Рамзис Рахимович Кадыров; Владимир Александрович Андреев; Дильбархон Келамединовна Хасанова; Антон Владимирович Патлай; Эльвина Ринатовна Хамидуллина
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-06-01
Filing date: 2012-06-01
Publication date: 2013-11-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: perforated joint with centraliser and landing ring is run-in at tubing to production string. Gelling agent and soil stabiliser are pumped one by to tubing one through by-pass plug and then mixing of gelling agent and soil stabiliser is made during liftup of the perforated joint at tubing. At that mixing is made under pressure in order to receive grouting compound with required setting time.

EFFECT: allows expansion of dosing range at joint liftup at tubing with simultaneous pumping of gelling agent through radial holes and receiving grouting compound with different physical and chemical properties due to possible regulation of grouting components dosing by surplus pressure.

2 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине и предназачено для догерметизации эксплуатационных колонн.The proposal relates to the oil industry, in particular, to methods for the production of repair and insulation works in the well and is intended for the sealing of production cores.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2239048, МПК E21B 33/13, опубл. 27.10.2004 г, бюл. №30), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с перфорированным патрубком, прикрепленным к башмаку насосно-компрессорных труб, последовательную закачку приготовленной на дневной поверхности объема тампонирующей смеси с длительным сроком структурирования, подушку из буферной жидкости, вторую порцию структурообразователя, после чего всю смесь, приготовленную на дневной поверхности, вытесняют в кольцевое пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, а насосно-компрессорные трубы приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя через перфорированный патрубок в смесь, после чего полученную тампонирующую смесь с коротким сроком структурирования продавливают в зону изоляции водопритока.A known method of isolating water inflow zones in a well (patent RU No. 2239048, IPC E21B 33/13, publ. 10/27/2004, bull. No. 30), including the descent into the well of a string of tubing with a perforated pipe attached to the shoe of the tubing, sequential injection of the volume of the plugging mixture prepared on the day surface with a long structuring time, a cushion of buffer liquid, the second portion of the builder, after which the entire mixture prepared on the day surface is forced into the annular space the relationship between the tubing and the production string, and the tubing is lifted and injected when they are lifted, the second portion of the builder through the perforated nozzle into the mixture, after which the resulting plugging mixture with a short structuring time is forced into the water isolation zone.

Наиболее близким техническим решением по сущности является способ приготовления тампонажной композиции в скважине (патент RU №2373376, МПК E21B 33/138, опубл. 20.11.2009 г., бюл. №32), включающий спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и структурообразователя и последующее смешение структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах. Снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное кольцо, а в нижней части -посадочное кольцо, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. После выхода в межтрубное пространство закачанных по насосно-компрессорным трубам структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в насосно-компрессорные трубы устанавливают разделительную пробку, а момент выхода структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в межтрубное пространство определяют по повышению давления закачивания на 2,0-3,0 МПа от первоначального, возникающего при посадке разделительной пробки на проходное кольцо. Посадочное кольцо перфорированного патрубка до подъема насосно-компрессорных труб перекрывается разделительной пробкой, чем обеспечивается более равномерное распределение структурообразователя в структурообразующем реагенте за счет инжектирования структурообразователя в структурообразующий реагент черезThe closest technical solution in essence is a method for preparing a cement composition in a well (patent RU No. 2373376, IPC E21B 33/138, published on November 20, 2009, bull. No. 32), which includes the descent into the production string of a perforated pipe on the tubing pipes, sequentially pumping a structure-forming reagent, buffer fluid cushion and structure-forming agent into the tubing and subsequent mixing of the structure-forming reagent with the structure-forming agent when lifting the perforated nozzle by pine tubing. A centralizer is installed outside the perforated pipe, a passage ring is installed in the upper part of the perforated pipe, and a seat ring is installed in the lower part, and the inner diameter of the seat ring is smaller than the inner diameter of the passage ring. After the structure-forming reagent and part of the volume of buffer fluid pumped through the tubing enter the annulus, a separation tube is installed in the tubing, and the release moment of the structure-forming reagent and part of the volume of buffer fluid into the annulus is determined by increasing the injection pressure by 2.0- 3.0 MPa from the initial one that occurs when the dividing plug is planted on the passage ring. The seat ring of the perforated nozzle is blocked by a separation plug before the tubing is lifted, which ensures a more uniform distribution of the structure-forming agent in the structure-forming reagent by injecting the structure-forming agent into the structure-forming reagent through

отверстия на теле патрубка.holes on the body of the pipe.

Недостатками известных способов являются невозможность регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции и получения тампонажной композиции с различными физико-химическими свойствами в скважине.The disadvantages of the known methods are the inability to control the dosage of the components of the grouting composition and to obtain a grouting composition with various physicochemical properties in the well.

Техническими задачами предложения являются расширение диапазона дозировки при подъеме патрубка на насосно-компрессорных трубах с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получение тампонажной композиции с различными физико-химическими свойствами за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением.The technical objectives of the proposal are to expand the dosage range when lifting the nozzle on the tubing with simultaneous pumping of the structure-forming reagent through radial holes and obtaining a grouting composition with various physicochemical properties due to the possibility of regulating the dosage of the components of the grouting composition with overpressure.

Задача решается способом приготовления тампонажной композиции в скважине, включающим спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка с центратором и посадочным кольцом на колонне труб, последовательное закачивание в колонну труб структурообразующего реагента и структурообразователя через разделительную пробку и последующее смешение структурообразующего реагента и структурообразователя в скважине при подъеме перфорированного патрубка на колонне труб.The problem is solved by the method of preparing the grouting composition in the well, including the descent into the production string of a perforated nozzle with a centralizer and a seat ring on the pipe string, the sequential injection of a structure-forming reagent and a structure-forming agent into the pipe string through a separation plug and the subsequent mixing of the structure-forming reagent and the structure-forming agent in the well while raising the hole on a pipe string.

Новым является то, что посадочное кольцо изготавливают в виде подпружиненной вверх втулки, перекрывающей перфорацию патрубка в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой, смешение структурообразующего реагента и структурообразователя производят под давлением для получения тампонажной композиции с необходимым временем схватывания.New is that the seat ring is made in the form of a spring-loaded sleeve that overlaps the perforation of the nozzle in the transport position before interacting with the separation plug, the structure-forming reagent and the structure-forming agent are mixed under pressure to obtain a grouting composition with the necessary setting time.

На фиг.1 и 2 продемонстрирована принципиальная схема предлагаемой технологии.Figure 1 and 2 shows a schematic diagram of the proposed technology.

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

Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) выявляют интервал нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1). После выявления интервала нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) определяют приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) и в зависимости от приемистости определяют необходимое количество тампонажной композиции. При реализации способа в эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на насосно-компрессорных трубах 3 спускают перфорированный патрубок 4, выполненный с радиальными отверстиями 5, и устанавливают его ниже интервала нарушения 2 (фиг.2). Устье скважины оборудуют герметизирующим устройством 6, позволяющим производить спуск и подъем НКТ 3. Перед спуском патрубка 4 снаружи перфорированного патрубка 4 устанавливают центратор 7, а внутри перфорированного патрубка 4 радиальные отверстия 5 герметично перекрывают подпружиненной вверх втулкой 8 (фиг.1) с нижним отверстием 9, перекрывающей перфорацию патрубка 4 в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой 10, втулка 8 зафиксирована фиксатором 11, фиксатор выполнен в виде пружины 11, при этом указанная пружина 11 отрегулирована на полное закрытие с учетом давления посадки фиксирующей головки 12 в нижнем отверстии 9 втулки 8. Далее в НКТ 3 последовательно закачивают структурообразующий реагент 13, например, в качестве структурообразующего реагента можно использовать ацетонформальдегидную смолу, устанавливают разделительную пробку 10 с фиксирующей головкой 12, закачивают структурообразователь 14 (фиг.2), в качестве структурообразователя можно использовать, например, водный раствор щелочи, и продавочную жидкость 15. Подачу разделительной пробки 10 в насосно-компрессорные трубы 3 после закачивания структурообразующего реагента 13 обеспечивают устройством 6. Наружный диаметр фиксирующей головки 12 (фиг.1) подбирается с учетом возможности ее прохождения при приложении давления через нижнее отверстие 9 втулки 8 и невозможность прохождения всей пробки 10. При закачивании продавочной жидкости 15 фиксирующая головка 12 перекрывает нижнее отверстие 9 втулки 8, о чем свидетельствует рост давления закачивания на 1,0-1,5 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует, что весь объем структурообразующего реагента 13 вышел в затрубное пространство 16, а объем структурообразователя 14 (фиг.2) и продавочной жидкости 15 остались в НКТ 3. Фиксирование момента изменения давления позволяет контролировать объем компонентов тампонажной смеси, находящейся в НКТ 3 и в затрубном пространстве 16. Давление продолжает повышаться и под воздействием избыточного давления в 2,0-2,5 МПа фиксирующая головка 12 (фиг.1) разделительной пробки 10 проходит через нижнее отверстие 9 втулки 8, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного пространства 16, герметичность которого проверяют снижением давления до гидростатического и отсутствием перелива продавочной жидкости 15 более объема сжатия колонны НКТ 3. Благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне НКТ 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из НКТ 3 в затрубное пространство 16, либо в обратном направлении, что позволяет исключить относительное смещение уровней структурообразующего реагента 13 и структурообразователя 14 (фиг.2) и обеспечить их смешение во всем объеме. Одновременно достигается возможность приготовления тампонирующей смеси при любом соотношении объемов структурообразующего реагента 13 и структурообразователя 14. Лишь после этого НКТ 3 соединяют с вертлюгом 18 и буровым шлангом 19, в колонне НКТ 3 насосом цементировочного агрегата вновь повышают давление прокачивания до 3,0 МПа и более, при этом структурообразователь 14 отжимает втулку 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10, сжимая пружину 11, и попадает в радиальные отверстия 5, начинают подъем патрубка 4 с центратором 7 на НКТ 3 с одновременным закачиванием продавочной жидкости 15 через радиальные отверстия 5 патрубка 4 до первого разъединения колонны труб (на длину одной трубы). При этом структурообразователь 14 (фиг.2) вводится в структурообразующий реагент 13 через радиальные отверстия 5 патрубка 4 под давлением с высокой точностью со строго определенным расходом (расход можно регулировать в большую или в меньшую сторону изменением давления в НКТ 3), что позволяет перемешивать тампонажную смесь более тщательно и регулировать срок отверждения в большую или в меньшую сторону за счет изменения концентрации структурообразователя 14. Закачивание продавочной жидкости 15 прекращают, при этом втулка 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10 под действием пружины 11 возвращается в исходное положение, которая перекрывает радиальные отверстия 5 патрубка 4, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17, благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне НКТ 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из НКТ 3 в затрубное пространство 16, либо в обратном направлении. Далее развинчивают НКТ 3 и вновь соединяют с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, повышая давление до 3,0 МПа и более, так приподнимают НКТ 3 на высоту столба тампонажной смеси. Скорость подъема НКТ 3 и расход закачиваемой продавочной жидкости 15 определяются таким образом, чтобы к моменту дохождения патрубка 4 с открытыми радиальными отверстиями 5 до верхнего уровня столба 20 тампонажной смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонажной смеси) из НКТ 3 вытесняется весь объем структурообразователя 14, и в момент полного вытеснения структурообразователя 14 перекрывают трубную задвижку и подачей продавочной жидкости 15 в затрубное пространство 16 скважины продавливают тампонажную смесь в интервал нарушения 2 до получения нулевой приемистости, что позволяет исключить проведения обратной промывки после вытеснения всего объема структурообразователя 14, а это, в свою очередь, позволяет ускорить и упростить технологию. Скважину оставляют под давлением на время структурирования тампонажной смеси. После этого путем доспуска колонны НКТ 3 определяют интервал размещения смоляного моста (на фиг.1 и 2 не изображено) и осуществляют его разбуривание. Затем производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) избыточным давлением, а для добывающих скважин - дополнительно снижением уровня.Interval pressure testing of production casing 1 (Fig. 1) reveals the interval of violation 2 (Fig. 2) of production casing 1 (Fig. 1). After identifying the interval of violation 2 (FIG. 2) of the production casing 1 (FIG. 1), the injectivity of the interval of violation 2 (FIG. 2) is determined and, depending on the injectivity, the required amount of grouting composition is determined. When implementing the method in the production casing 1 (figure 1) on the tubing 3 lower the perforated pipe 4, made with radial holes 5, and set it below the interval of violation 2 (figure 2). The wellhead is equipped with a sealing device 6, which allows the tubing 3 to be lowered and raised. Before the pipe 4 is lowered, a centralizer 7 is installed outside the perforated pipe 4, and inside the perforated pipe 4, the radial holes 5 are hermetically sealed with a spring-loaded sleeve 8 (Fig. 1) with a lower hole 9 , overlapping the perforation of the pipe 4 in the transport position before interacting with the separation plug 10, the sleeve 8 is fixed by a latch 11, the latch is made in the form of a spring 11, while the specified spring 11 it is fully closed taking into account the seating pressure of the fixing head 12 in the lower hole 9 of the sleeve 8. Next, the structure-forming reagent 13 is sequentially pumped into the tubing 3, for example, acetone-formaldehyde resin can be used as a structure-forming reagent, a separation tube 10 with a fixing head 12 is installed, the structure-forming agent is pumped 14 (FIG. 2), for example, an aqueous alkali solution and a squeezing liquid 15 can be used as a builder. Supply of the separation plug 10 to the pump -compressor pipes 3 after pumping structure-forming reagent 13 provide a device 6. The outer diameter of the fixing head 12 (figure 1) is selected taking into account the possibility of its passage through the application of pressure through the lower hole 9 of the sleeve 8 and the impossibility of passing the entire tube 10. When pumping the squeezing fluid 15 the fixing head 12 overlaps the lower hole 9 of the sleeve 8, as evidenced by the increase in injection pressure by 1.0-1.5 MPa from the original. The fact of increasing the pressure indicates that the entire volume of the structure-forming reagent 13 went into the annulus 16, and the volume of the structure-forming agent 14 (FIG. 2) and the squeezing fluid 15 remained in the tubing 3. Fixing the moment of the pressure change allows you to control the volume of the components of the cement mixture located in the tubing 3 and in the annulus 16. The pressure continues to increase and under the influence of an excess pressure of 2.0-2.5 MPa, the fixing head 12 (Fig. 1) of the separation plug 10 passes through the lower hole 9 of the sleeve 8, the seal ruling the pipe space 17 from the annular space 16, the tightness of which is checked by reducing the pressure to hydrostatic and the absence of overflow of the squeezing fluid 15 more than the compression volume of the tubing string 3. Due to the tight shutoff of the pipe space 17 in the tubing string 3, no free movement of fluids from the tubing 3 into the annulus 16, or in the opposite direction, which eliminates the relative shift of the levels of structure-forming reagent 13 and structure-forming agent 14 (figure 2) and to ensure their mixture of the entire volume. At the same time, it is possible to prepare a plugging mixture for any volume ratio of the structure-forming reagent 13 and the structure-forming agent 14. Only after this, the tubing 3 are connected to the swivel 18 and the drill hose 19, in the tubing string 3, the pumping unit of the cementing unit again increases the pumping pressure to 3.0 MPa or more, while the builder 14 squeezes the sleeve 8 (Fig. 1) with the separation plug 10, compressing the spring 11, and enters the radial holes 5, they begin to raise the pipe 4 with the centralizer 7 to the tubing 3 with simultaneous filling by pressing the squeezing liquid 15 through the radial holes 5 of the pipe 4 until the first separation of the pipe string (to the length of one pipe). In this case, the structure-forming agent 14 (Fig. 2) is introduced into the structure-forming reagent 13 through the radial holes 5 of the pipe 4 under pressure with high accuracy with a strictly defined flow rate (the flow rate can be adjusted up or down by changing the pressure in the tubing 3), which allows you to mix cement the mixture more thoroughly and adjust the curing period to a greater or lesser extent by changing the concentration of the builder 14. The pumping fluid 15 is stopped pumping, while the sleeve 8 (Fig. 1) with a separator with the help of the spring 11, it returns to its original position, which closes the radial holes 5 of the pipe 4, sealing the annular space 16 from the pipe space 17, due to the hermetic overlap of the pipe space 17 in the tubing string 3, there is no free movement of fluids from the tubing 3 into the annular space 16, or in the opposite direction. Next, unscrew the tubing 3 and reconnect with the swivel 18 (figure 2) and the drill hose 19, increasing the pressure to 3.0 MPa or more, so raise the tubing 3 to the height of the column of the grouting mixture. The lifting speed of the tubing 3 and the flow rate of the injected selling fluid 15 are determined so that by the time the nozzle 4 with open radial holes 5 reaches the upper level of the cement slurry column 20 (determined by the joint volume of the components of the grouting mixture), the entire volume of the builder 14 is displaced from the tubing 3, and at the time of complete displacement of the builder 14, the pipe valve is closed and the supply fluid 15 is supplied into the annulus 16 of the well and the cement mixture is forced into the outside interval 2 to obtain zero injectivity, which eliminates the need for backwashing after crowding out the entire volume of the builder 14, and this, in turn, allows you to speed up and simplify the technology. The well is left under pressure for the time of structuring the cement mixture. After that, by draining the tubing string 3, the placement interval of the resin bridge (not shown in Figs. 1 and 2) is determined and drilled. Then, the production casing 1 is pressurized (Fig. 1) by overpressure, and for production wells, an additional decrease in level.

Пример практического осуществления способа.An example of the practical implementation of the method.

Нефтедобывающая скважина с текущим забоем 1400 м обсажена эксплуатационной колонной 1 (фиг.1) с условным диаметром 146 мм. Поинтервальной опрессовкой определили интервал нарушения 2 (фиг.2) эксплуатационной колонны 1 (фиг.1). Негерметичность эксплуатационной колонны 1 была обнаружена в интервале 367,0-368 м (приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) составляла 370 м³/сут при 2,0 МПа). На глубине 378 м установили пакер-пробку марки СТА 21 (фиг.1). Произвели ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии закачки цементного раствора с оставлением цементного моста (на чертеже не изображено). После разбуривания цементного моста (на чертеже не изображено) определили приемистость интервала нарушения 2 (фиг.2) - падение давления с 10,0 до 0 МПа. При реализации способа в 146 мм эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на НКТ 3 диаметром 73 мм спустили патрубок 4 с радиальными отверстиями 5 на глубину 370 м. При этом устье скважины оборудовали герметизирующим устройством 6 типа ПВ4-С (разработка СевКавНИПИгаз), позволяющим производить спуск и подъем насосно-компрессорных труб 3. Снаружи патрубка 4 с радиальными отверстиями 5 установили центратор 7, состоящий из каркаса с четырьмя дугообразными упругими опорными планками. Конструкция подобного центратора 7 общеизвестна (Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. /Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. и др.- М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.-С.486-487). Внутри радиальные отверстия 5 патрубка 4 герметично перекрыли подпружиненной вверх втулкой 8 с нижним отверстием 9, перекрывающей перфорацию патрубка 4 в транспортном положении до взаимодействия с разделительной пробкой 10, внутренний диаметр нижнего отверстия 9 составляет 54 мм, втулка 8 зафиксирована фиксатором, фиксатор выполнен в виде пружины 11. Пружину 11, фиксирующую втулку 8, отрегулировали на полное открытие радиальных отверстий 5 при росте давления закачивания на 3,0 МПа от первоначального. В НКТ 3 закачали 1,0 м³ацетонформальдегидной смолы АЦФ-3М-75 13, затем установили в НКТ 3 разделительную пробку 10 с фиксирующей головкой 12 с наружным диаметром разделительной пробки 10 60 мм и наружным диаметром фиксирующей головки 12 57 мм, закачали 0,16 м³ 10%-ного водного раствора щелочи 14 (фиг.2) и пресную воду в качестве продавочной жидкости 15. При закачке продавочной жидкости 15 фиксирующая головка 12 (фиг.1) перекрыла нижнее отверстие 9 втулки 8, о чем свидетельствовал рост давления закачивания на 1,0-1,5 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствовал о том, что весь объем ацетонформальдегидной смолы АЦФ-3М-75 13 вышел в затрубное пространство 16, а 10%-ный водный раствор щелочи 14 (фиг.2) и продавочная жидкость 15 остались в НКТ 3. Давление плавно повышалось и под воздействием избыточного давления в 2,0-2,5 МПа фиксирующая головка 12 (фиг.1) разделительной пробки 10 прошла через нижнее отверстие 9 втулки 8, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного пространства 16. Далее прекратили закачивание продавочной жидкости 15, при этом фиксирующая головка 12 фиксируется в нижнем отверстии 9 втулки 8, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17, герметичность которого проверяли снижением давления до гидростатического и отсутствием перелива продавочной жидкости 15 более объема сжатия колонны НКТ 3. Соединили НКТ 3 с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, в колонне НКТ 3 насосом цементировочного агрегата вновь повысили давление до 3,0 МПа, при этом структурообразователь 14 отжимает втулку 8 (фиг.1) с разделительной пробкой 10 и попадает в радиальные отверстия 5, начали поднимать патрубок 4 с центратором 7 на НКТ 3 с одновременным закачиванием продавочной жидкости 15 через радиальные отверстия 5 до первого разъединения колонны труб (на длину одной трубы). Прекратили закачивание продавочной жидкости 15, при этом втулка 8 с разделительной пробкой 10 под действием пружины 11 возвращается в исходное положение, перекрывая радиальные отверстия 5 патрубка 4, герметизируя затрубное пространство 16 от трубного пространства 17. Далее произвели развинчивание НКТ 3, соединили вновь НКТ 3 с вертлюгом 18 (фиг.2) и буровым шлангом 19, повысили давление до 3,0 МПа, так приподняли НКТ 3 до глубины 260 м, при этом скорость подъема НКТ 3 равна 10 м/мин, а расход равен 4,1 л/с.При подъеме НКТ 3 подаваемый под давлением через радиальные отверстия 5 патрубка 4 10%-ный раствор щелочи 14 равномерно распределяется в ацетонформальдегидной смоле 13 и в стволе скважины образуется однородная тампонажная смесь. В момент, когда из НКТ 3 вытеснился весь объем структурообразователя 14, перекрыли трубную задвижку и подачей продавочной жидкости 15 в затрубное пространство 16 скважины продавили тампонажную смесь в интервал нарушения 2 до получения нулевой приемистости. Оставили скважину под давлением на время структурирования тампонажной смеси. После этого путем доспуска НКТ 3 определили интервал размещения смоляного моста (на фиг.1 и 2 не изображено) и произвели его разбуривание. Произвели испытание на герметичность эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) под давлением 10,0 МПа и снижением уровня свабированием, эксплуатационная колонна 1 герметична. Произвели освоение скважины и пуск ее в работу.An oil well with a current bottom of 1400 m is cased with production casing 1 (Fig. 1) with a nominal diameter of 146 mm. Interval pressure testing determined the interval of violation 2 (figure 2) production casing 1 (figure 1). Leakage of production casing 1 was detected in the interval 367.0-368 m (injectivity of the disturbance interval 2 (FIG. 2) was 370 m ³ / day at 2.0 MPa). At a depth of 378 m, the STA 21 brand packer plug was installed (Fig. 1). Insulation and repair work was carried out using the well-known cement mortar injection technology, leaving a cement bridge (not shown in the drawing). After drilling a cement bridge (not shown in the drawing), the throttle response interval 2 was determined (Fig. 2) - pressure drop from 10.0 to 0 MPa. When implementing the method of 146 mm production casing 1 (Fig. 1) on tubing 3 with a diameter of 73 mm lowered pipe 4 with radial holes 5 to a depth of 370 m. At the same time, the wellhead was equipped with a PV4-S type 6 sealing device (developed by SevKavNIPIgaz), allowing to carry out the descent and lifting of the tubing 3. Outside of the pipe 4 with radial holes 5, a centralizer 7 is installed, consisting of a frame with four arcuate elastic support strips. The design of such a centralizer 7 is well known (Oil and gas well drilling: Textbook for universities. / Basarygin Yu.M., Bulatov A.I. et al. - M: Nedra-Biznescentr LLC, 2002.-S.486-487 ) Inside, the radial holes 5 of the nozzle 4 were sealed by a spring-loaded sleeve 8 with a lower hole 9 that overlaps the perforation of the nozzle 4 in the transport position before interacting with the separation plug 10, the inner diameter of the lower hole 9 is 54 mm, the sleeve 8 is fixed by a lock, the lock is made in the form of a spring 11. The spring 11, the retaining sleeve 8, was adjusted to fully open the radial holes 5 with an increase in pumping pressure by 3.0 MPa from the original. 1.0 m ^{3 of} acetone-formaldehyde resin ACF-3M-75 13 was pumped into the tubing 3, then a separation plug 10 with a fixing head 12 with an outer diameter of the separating plug 10 60 mm and an external diameter of the fixing head 12 57 mm was installed in the tubing 3, pumped 0, 16 m ^{3 of a} 10% aqueous solution of alkali 14 (FIG. 2) and fresh water as the squeezing liquid 15. When pumping the squeezing liquid 15, the fixing head 12 (Fig. 1) blocked the lower hole 9 of the sleeve 8, as evidenced by the increase in pressure injection at 1.0-1.5 MPa from the original. The fact that the pressure increased indicated that the entire volume of acetone-formaldehyde resin ACF-3M-75 13 went into the annulus 16, and a 10% aqueous alkali solution 14 (Fig. 2) and squeezing liquid 15 remained in the tubing 3. The pressure gradually increased and under the influence of an excess pressure of 2.0-2.5 MPa, the fixing head 12 (Fig. 1) of the separation plug 10 passed through the lower hole 9 of the sleeve 8, sealing the tube space 17 from the annular space 16. Then, the pumping fluid 15 was stopped pumping, when this fixing head 12 fixer sits in the lower hole 9 of the sleeve 8, sealing the annular space 16 from the pipe space 17, the tightness of which was checked by reducing the pressure to hydrostatic and the absence of overflow of the squeezing fluid 15 more than the compression volume of the tubing string 3. We connected the tubing 3 with the swivel 18 (Fig.2) and drilling with a hose 19, in the tubing string 3, the pump of the cementing unit again increased the pressure to 3.0 MPa, while the builder 14 squeezes the sleeve 8 (Fig. 1) with the separation plug 10 and enters the radial holes 5, they began to raise the pipe 4 with a centralizer 7 on the tubing 3 with the simultaneous injection of the squeezing fluid 15 through the radial holes 5 until the first separation of the pipe string (for the length of one pipe). The pumping fluid 15 was stopped pumping, while the sleeve 8 with the separation plug 10 under the action of the spring 11 returns to its original position, blocking the radial holes 5 of the pipe 4, sealing the annular space 16 from the pipe space 17. Next, the tubing 3 was unscrewed, the tubing 3 was re-connected with swivel 18 (figure 2) and drill hose 19, increased the pressure to 3.0 MPa, so raised the tubing 3 to a depth of 260 m, while the lifting speed of the tubing 3 is 10 m / min, and the flow rate is 4.1 l / s .When lifting tubing 3 is supplied under pressure through a radial nye opening piece 4 5 10% alkali solution 14 is uniformly distributed in the resin atsetonformaldegidnoy 13 and is formed tampon homogeneous mixture in the wellbore. At the moment when the entire volume of the structure-forming agent 14 was displaced from the tubing 3, the pipe gate was shut off and the grouting mixture was pushed into the annulus 16 of the well by supplying squeezing fluid 15 into the disturbance interval 2 until zero injectivity was obtained. Left the well under pressure for the time of structuring the cement mixture. After that, by splicing the tubing 3, the placement interval of the resin bridge (not shown in Figs. 1 and 2) was determined and it was drilled. They tested the tightness of production casing 1 (Fig. 1) under a pressure of 10.0 MPa and reducing the level of swabbing, production casing 1 is sealed. They completed the development of the well and put it into operation.

Преимуществами заявленного способа перед известным способом являются возможность расширения диапазона дозировки при подъеме патрубка на НКТ с одновременным закачиванием структурообразующего реагента через радиальные отверстия и получение композиции с различными физико-химическими свойствами в скважине за счет возможности регулирования дозирования компонентов тампонажной композиции избыточным давлением.The advantages of the claimed method over the known method are the possibility of expanding the dosage range when lifting the pipe to the tubing with simultaneous injection of a structure-forming reagent through radial holes and obtaining a composition with various physicochemical properties in the well due to the possibility of controlling the dosage of the components of the grouting composition with overpressure.

Claims

A method of preparing a grouting composition in a well, including lowering into the production string a perforated nozzle with a centralizer and a seat ring on a pipe string, sequentially pumping a structure-forming reagent and a structure-forming agent into the pipe string through a separation plug, mixing a structure-forming reagent and a structure-forming agent in the well while raising the perforated pipe on the well characterized in that the landing ring is made in the form of a spring-loaded sleeve, blocking which perforates the nozzle in the transport position before interacting with the separation plug, the structure-forming reagent and the structure-forming agent are mixed under pressure to obtain a grouting composition with the necessary setting time.