RU2526061C1 - Isolation of water inflow beds at well construction - Google Patents
Isolation of water inflow beds at well construction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526061C1 RU2526061C1 RU2013130552/03A RU2013130552A RU2526061C1 RU 2526061 C1 RU2526061 C1 RU 2526061C1 RU 2013130552/03 A RU2013130552/03 A RU 2013130552/03A RU 2013130552 A RU2013130552 A RU 2013130552A RU 2526061 C1 RU2526061 C1 RU 2526061C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- pipe string
- interval
- expansion
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 47
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims abstract description 11
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims abstract description 7
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical compound O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 27
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N manganese dioxide Chemical compound O=[Mn]=O NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 241000219051 Fagopyrum Species 0.000 description 1
- 235000009419 Fagopyrum esculentum Nutrition 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- RWYFURDDADFSHT-RBBHPAOJSA-N diane Chemical compound OC1=CC=C2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1.C1=C(Cl)C2=CC(=O)[C@@H]3CC3[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@@](C(C)=O)(OC(=O)C)[C@@]1(C)CC2 RWYFURDDADFSHT-RBBHPAOJSA-N 0.000 description 1
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины.The invention relates to the mining and oil and gas industries and can be used for insulation work in the construction of wells.
Известен способ изоляции водопроявляющего пласта (патент RU №2374428, МПК E21B 33/138, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий спуск колонны бурильных труб с открытым концом в скважину до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание через нее тампонажного раствора, содержащего цемент, двуокись марганца, ускоритель твердения тампонажного раствора и воду, с последующим образованием цементного моста напротив водопроявляющего пласта, при этом сначала определяют приемистость пласта и исследуют пластовую воду на наличие сероводорода и его количественное содержание и с учетом полученных данных приготавливают необходимый объем тампонажного раствора с добавлением дополнительно понизителя водоотдачи из расчета 0,1-0,3 мас.% от сухого цемента, при этом двуокись марганца добавляют из расчета не менее 2 кг на 1 т цемента, а после продавки тампонажного раствора в пласт в период его начала загустевания на него циклически воздействуют давлением, не превышающим давления гидроразрыва выше расположенного пласта, причем перед закачкой тампонажного раствора пластовую воду оттесняют вглубь пласта буферной жидкостью с добавлением двуокиси марганца из расчета не менее 1 кг на 1,0 м3 буферной жидкости и наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 0,5-1 кг на 1 м3 буферной жидкости, при этом в качестве наполнителя с водоотталкивающим действием используют тальк или слюду, мелкоизмельченную лузгу гречихи или сажу, а также модифицированный дисперсный кремнезем из расчета 0,1-0,3 мас.% с размером частиц 0,1-100 мкм, причем в качестве ускорителя твердения тампонажного раствора используют хлористый кальций, а в качестве понизителя водоотдачи тампонажного раствора - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или «гипан», или полиакриламид (ПАА).A known method of isolating a water-producing formation (patent RU No. 2374428, IPC E21B 33/138, publ. 11/27/2009, bull. No. 33), including the descent of the drill pipe with an open end into the well to the bottom of the water-developing formation, pumping grouting through it a solution containing cement, manganese dioxide, a hardener of cement slurry and water, followed by the formation of a cement bridge opposite the water-developing formation, the injectivity of the formation is first determined and formation water is examined for the presence of hydrogen sulfide and its quantity e content and taking into account the data obtained, prepare the required volume of cement slurry with the addition of an additional loss of fluid loss at the rate of 0.1-0.3 wt.% from dry cement, while manganese dioxide is added at the rate of at least 2 kg per 1 ton of cement, and after the grouting mortar is poured into the formation during the period when it begins to thicken, it is cyclically subjected to pressure not exceeding the hydraulic fracture pressure above the located formation, and before the grouting is injected, the formation water is pushed deep into the reservoir with a buffer a liquid with the addition of manganese dioxide at the rate of not less than 1 kg per 1.0 m 3 of buffer liquid and a filler with water-repellent action at the rate of 0.5-1 kg per 1 m 3 of buffer liquid, while talc is used as a filler with a water-repellent effect or mica, finely ground buckwheat husk or soot, as well as modified dispersed silica at the rate of 0.1-0.3 wt.% with a particle size of 0.1-100 microns, and calcium chloride is used as an accelerator for hardening cement slurry, and as fluid loss reducer there a significant solution - carboxymethyl cellulose (CMC), or "hypane", or polyacrylamide (PAA).
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, малая эффективность применения, обусловленная невозможностью эффективной изоляции без предварительного расширения интервала водопроявляющего пласта;- firstly, low application efficiency due to the inability to effectively isolate without first expanding the interval of the water-developing formation;
- во-вторых, сложный технологический процесс реализации.- secondly, a complex technological process of implementation.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (патент RU №2370630, МПК E21B, 33/138 опубл. 20.10.2009 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности. В качестве указанного материала используют полимерную композицию, содержащую 63,0 об.% смолы ацетонформальдегидной, 27,0 об. % смолы фенолформальдегидной и 10,0 об.% 2-40%-ного водного раствора щелочи.A known method of isolation and restriction of water inflow into wells (patent RU No. 2370630, IPC E21B, 33/138 publ. 10/20/2009), including the injection into the injection or production well of an insulating material based on a cured in reservoir conditions of the polymer, selling it into the reservoir and curing and curing times. As the specified material using a polymer composition containing 63.0 vol.% Resin acetone formaldehyde, 27.0 vol. % resin phenol-formaldehyde and 10.0% vol. 2-40% aqueous solution of alkali.
Недостатком данного способа является низкая адгезия отвердевшей полимерной композиции.The disadvantage of this method is the low adhesion of the hardened polymer composition.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопроявляющих пластов путем установки цементного моста (патент RU №2152507, МПК E21B 33/13, опубл. 27.11.2009 г., бюл. №33), включающий вскрытие бурением водопроявляющего пласта, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство и удаление излишков тампонажного раствора, при этом вскрытие водопроявляющего пласта осуществляют одновременно с расширением ствола скважины, а в качестве тампонажного раствора используют пластифицированный реагентом Сепаколл CE-5381 или отходами водоочистительных сооружений (ОВОС) раствор на основе тампонажного цемента по ГОСТ 1581-91, при этом на период ожидания затвердевания цемента в скважине создают противодавление на изолируемый пласт.The closest in technical essence is the method of isolation of water-producing strata by installing a cement bridge (patent RU No. 2152507, IPC E21B 33/13, publ. 11/27/2009, bull. No. 33), including opening a drilling water-producing stratum, flushing a well, pumping the estimated volume of the cement slurry, pushing it into the annulus and removing excess cement slurry, while opening the water-developing layer is carried out simultaneously with the expansion of the wellbore, and plastic is used as the grouting mortar a solution based on cement cement in accordance with GOST 1581-91 induced by Sepacall CE-5381 reagent or waste water treatment facilities (EIA), while creating a backpressure on the insulated formation while waiting for the cement to solidify in the well.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, расширение ствола скважины производят наддолотным расширителем под действием струи жидкости, что не позволяет достаточно глубоко расширить водопроявляющий пласт скважины для его эффективной изоляции ввиду отсутствия режущих лопастей, поэтому толщина цементного камня, образуемого вследствие установки цементного моста, в этом интервале оказывается небольшой и в течение короткого времени разрушается, что приводит к потере герметичности водопроявляющего пласта и появлению перетока;- firstly, the expansion of the wellbore is carried out by a pre-bit extender under the action of a liquid jet, which does not allow deep enough expansion of the water-producing layer of the well for its effective isolation due to the absence of cutting blades, therefore the thickness of the cement stone formed due to the installation of the cement bridge is small in this interval and in a short time is destroyed, which leads to a loss of tightness of the water-developing layer and the appearance of overflow;
- во-вторых, цементный раствор с добавлением Сепаколла CE-5381, использующийся в качестве материала для изоляции водопроявляющего пласта в процессе бурения, имеет низкую прочность;- secondly, cement mortar with the addition of Sepacall CE-5381, used as a material for isolating a water-developing formation during drilling, has low strength;
- в-третьих, струя жидкости, поступающая в расширенный интервал через наддолотный расширитель, не позволяет произвести эффективную обработку каверн расширенного интервала водопроявляющего пласта;- thirdly, the stream of fluid entering the extended interval through the over-bit expander does not allow efficient processing of the caverns of the extended interval of the water-developing formation;
- в-четвертых, под действием высоконапорной струи происходит как расширение ствола скважины, так и его уплотнение и закупоривание частицами выбуренной породы наиболее раскрытых каналов водопроявления, поэтому наддолотный расширитель эффективен только в мягких породах, в породах средней и высокой твердости его использование невозможно.- fourthly, under the action of a high-pressure jet, the wellbore is expanded, as well as its compaction and clogging by the drill cuttings particles of the most revealed water development channels, therefore, the over-bit reamer is effective only in soft rocks, in medium and high hardness rocks its use is impossible.
Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов за счет увеличения прочности камня, получаемого из тампонажного раствора, создания изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины, а также увеличения продолжительности эффекта от изоляции пластов.The technical task of the proposal is to increase the insulation efficiency of water-producing strata by increasing the strength of the stone obtained from grouting mortar, creating an insulating screen that is resistant to pressure drops acting on the wellhead, as well as increasing the duration of the effect of isolating the strata.
Поставленная техническая задача решается способом изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины, включающим вскрытие бурением водопроявляющих пластов, расширение ствола скважины, промывку скважины, закачивание расчетного объема тампонажного раствора, продавку его в заколонное пространство, удаление излишков тампонажного раствора, ожидание затвердевания тампонажного раствора, в течение которого в скважине создают противодавление на изолируемые водопроявляющие пласты.The stated technical problem is solved by a method of isolating water-producing strata during well construction, including opening drilling water-producing strata by drilling, expanding the wellbore, flushing the well, pumping the estimated volume of grout, pushing it into the annulus, removing excess grout, waiting for the grout to solidify, during which in the well create back pressure on the isolated water-producing strata.
Новым является то, что после вскрытия бурением водопроявляющих пластов пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов, извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом, затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку, спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения, производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов, затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб, создают избыточное давление в колонне технологических труб, после чего шар отсекает расширитель, и открывается отверстие гидромониторной насадки, затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов, и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения, извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб, промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов, поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора, при этом тампонажный раствор готовят смешением следующих компонентов при их содержании, мас. ч.:What is new is that after drilling water-producing strata by drilling, a sump is drilled with a depth that provides layout in it during the expansion of the water-developing stratum interval, a drill pipe string with a chisel is removed from the well, then at the wellhead the lower end of the process pipe string is equipped with a layout including one another located after another, from the bottom up, an expander that ensures the expansion of the wellbore in the interval of the water-producing formation is not less than 1.6 times, and a hydraulic nozzle, lower the pipe string with the layout into the well until the reamer cutters are opposite the upper boundary of the expansion interval, expand the entire interval of water-producing strata, then drop a ball into the pipe string with a diameter not exceeding the inner diameter of the pipe string, create excess pressure in the pipe string , after which the ball cuts off the expander, and the hole of the hydraulic nozzle opens, then the pipe string is pulled so that the holes of the hydraulic monitor do not deposits were opposite the upper boundary of the interval of water-producing strata, and they perform hydromonitor processing of the interval of expansion of water-developing strata to the lower boundary of the interval of expansion, remove the casing of process pipes and lower the casing of filling pipes into the well to the lower boundary of the interval of expansion of water-producing strata, then wash the well through the casing pipes, grouting solution is injected into the wellbore to the roof of the water-developing strata, the column of filling pipes is raised by 5 vodoproyavlyayuschih above the top layers, washed create backpressure on vodoproyavlyayuschie well layers and allowed to wait for the solidification of cement slurry, the cement slurry is prepared by mixing the following components at their Content, wt. hours:
При приготовлении тампонажного раствора используют следующие компоненты:In the preparation of cement slurry, the following components are used:
- ацетоноформальдегидная смола - однородная жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-480-90685-2002, марка АЦФ-75;- acetone-formaldehyde resin - a homogeneous liquid from light to brown in accordance with TU 2228-006-480-90685-2002, grade ACF-75;
- эпоксидная диановая смола марки ЭД-20 по ГОСТ 10587-84;- epoxy diane resin brand ED-20 according to GOST 10587-84;
- полиэтиленполиамин - жидкость от светло-желтого до темно-бурого цвета по ТУ 2413-214-00203312-2002.- polyethylene polyamine - liquid from light yellow to dark brown in accordance with TU 2413-214-00203312-2002.
На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа, где 1 - ствол скважины; 2 - долото; 3 - колонна бурильных труб; 4 - водопроявляющие пласты; 5 - зумпф; 6 - компоновка; 7 - колонна технологических труб; 8 - расширитель; 9 - гидромониторная насадка; 10 - выдвижные резцы; 11 - интервал расширения водопроявляющих пластов; 12 - металлический шар; 13 - отверстие гидромониторной насадки; 14 - втулка; 15 - мост из тампонажного раствора.Figure 1-4 schematically and sequentially shows the process of implementing the method, where 1 is the wellbore; 2 - bit; 3 - drill pipe string; 4 - water-producing strata; 5 - sump; 6 - layout; 7 - a column of process pipes; 8 - expander; 9 - hydraulic nozzle; 10 - retractable cutters; 11 - interval expansion of water-producing strata; 12 - a metal ball; 13 - hole nozzle; 14 - sleeve; 15 - bridge from cement slurry.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
При строительстве скважины бурят ствол скважины 1, используя компоновку, состоящую из долота 2 на колонне бурильных труб 3 (см. фиг.1). В процессе бурения ствола скважины вскрывают водопроявляющие пласты 4. Рассчитывают длину В компоновки 6 (см. фиг.2). После вскрытия бурением водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.1) пробуривают зумпф 5 глубиной L, обеспечивающей размещение в ней компоновки 6 (см. фиг.2) длиной В, причем L>В.During the construction of a well, a
Извлекают из скважины 1 (см. фиг.1) колонну бурильных труб 3 с долотом 2 (см. фиг.1), затем на устье скважины 1 нижний конец колонны технологических труб 7 (см. фиг.2) оснащают компоновкой 6, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель 8, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку 9. В качестве расширителя 8 применяют расширители раздвижные типа РРГ (изготовитель - НПП "Азимут", г.Уфа, Башкортостан) с выдвижными резцами 10. Расширители РРГ позволяют эффективно расширять породы средней и высокой твердости.Remove from the well 1 (see Fig. 1) a
Опытным путем установлено, что расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза обеспечивает создание изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины. Например, при диаметре d (см. фиг.2) открытого ствола скважины, равного 214 мм, из ряда расширителей РРГ-180/245, РРГ-180/310, РРГ-185/380 выбирают расширитель РРГ-185/380, обеспечивающий расширение ствола скважины до диаметра D, равного 380 мм, то есть обеспечивается соотношение D/d=380/214=1,77 (не менее чем 1,6 раза).It has been experimentally established that the expansion of the wellbore in the interval of the water-producing formation not less than 1.6 times ensures the creation of an insulating screen that is resistant to pressure drops acting on the well support. For example, with a diameter d (see FIG. 2) of an open well bore equal to 214 mm, from a number of expanders RRG-180/245, RRG-180/310, RRG-185/380, an expander RRG-185/380 is selected, providing expansion the borehole to a diameter D of 380 mm, that is, a ratio of D / d = 380/214 = 1.77 (not less than 1.6 times) is provided.
Спускают в скважину 1 колонну технологических труб 7 с компоновкой 6 на конце до тех пор, пока резцы 10 расширителя 8 не окажутся напротив верхней границы (на фиг.1-4 не показана) интервала расширения водопроявляющих пластов 11, соответствующего верхней границе водопроявляющих пластов.A column of
Производят расширение интервала 11 (см. фиг.3), открытого ствола скважины 1 по всему интервалу водопроявляющих пластов 4 не менее чем в 1,6 раза, затем сбрасывают в колонну труб 3 металлический шар 12. Используют шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб 7 (см. фиг.2). Шар 12 садится на верхний торец втулки 14. Создают избыточное давление в колонне технологических труб 7, например 6,0 МПа, при этом разрушается срезной винт (см. фиг.1, 2, 3, 4), фиксировавший втулку 14 (см. фиг.3) в гидромониторной насадке 9 напротив отверстий 13. В результате втулка 14 перемещается вниз и открывает отверстие 13 (см. фиг.3) гидромониторной насадки 9, а шар 12 отсекает расширитель 8.Expand the interval 11 (see FIG. 3), open the
Гидромониторную насадку используют известной конструкции, например по патенту RU №2338056, МПК E21B 43/114, опубл. 10.11.2008 г. или по патенту RU №62981, МПК E21B 43/112, опубл. 10.05.2007 г. Такие насадки производит ООО «Комплекс» (г.Екатеринбург).The hydraulic nozzle is used of a known design, for example, according to patent RU No. 2338056, IPC E21B 43/114, publ. November 10, 2008 or according to patent RU No. 62981, IPC E21B 43/112, publ. 05/10/2007, such nozzles are produced by LLC Complex (Yekaterinburg).
Проводят гидромониторную обработку интервала расширения 11 до нижней границы (на фиг.1-4 не показана) интервала водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.3). Для этого 4 раза проводят спуско-подъемные операции от верхней к нижней границам интервала расширения 11 со скоростью 0,15 м/мин с одновременной закачкой технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, в колонну труб 7 насосным агрегатом (на фиг.1-4 не показан), например ЦА-320. Перед каждой спуско-подъемной операцией поворачивают с устья компоновку в стволе скважины на 90°.Hydromonitor processing of the
По окончании гидромониторной обработки интервала расширения 11 извлекают колонну технологических труб 7 из скважины 1.At the end of the hydromonitor processing of the
Спускают в скважину 1 колонну заливочных труб (на фиг.1 и 4 не показана) до нижней границы интервала расширения 11 (см. фиг.3), промывают скважину, например, в полуторном объеме скважины 1, например, сточной водой плотностью 1100 кг/м3.A column of filling pipes is lowered into the well 1 (not shown in FIGS. 1 and 4) to the lower boundary of the expansion interval 11 (see FIG. 3), the well is washed, for example, in one and a half volume of well 1, for example, with wastewater with a density of 1100 kg / m 3 .
Готовят тампонажный раствор смешением следующих компонентов при их содержании, мас. ч.:Preparing a grouting mortar by mixing the following components at their content, wt. hours:
В лабораторных условиях тампонажный раствор готовят в стеклянном стакане. В стакан набирают ацетонформальдегидную и эпоксидную смолы и перемешивают в течение 5 мин. Затем в этот же стакан добавляют полиэтиленполиамин и перемешивают в течение 5 мин. Полученный тампонажный раствор отверждается через 90-100 мин после смешения всех компонентов. В таблице приведены результаты сравнения предлагаемого способа и наиболее близкого аналога. Прочность камня из отвердевшего тампонажного раствора на изгиб определяли по ГОСТ 26798.1-96 с использованием пресса, соответствующего требованиям ГОСТ 310.4-81.In laboratory conditions, grouting mortar is prepared in a glass beaker. Acetone-formaldehyde and epoxy resins are added to the beaker and mixed for 5 minutes. Then polyethylene polyamine is added to the same beaker and mixed for 5 minutes. The resulting cement slurry is cured after 90-100 minutes after mixing all the components. The table shows the results of comparison of the proposed method and the closest analogue. The bending strength of stone from hardened cement slurry was determined according to GOST 26798.1-96 using a press that meets the requirements of GOST 310.4-81.
Приведенные в таблице данные свидетельствуют о том, что для всего диапазона содержания компонентов в тампонажном растворе по предлагаемому способу обеспечивается повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов за счет увеличения прочности камня, получаемого из тампонажного раствора.The data in the table indicate that for the entire range of components in the grout according to the proposed method provides an increase in the efficiency of isolation of water-producing strata due to the increase in the strength of the stone obtained from the grout.
Тампонажный раствор на скважине готовят в мернике цементировочного агрегата, например типа ЦА-320. В мерник набирают ацетонформальдегидную и эпоксидную смолы и перемешивают их насосом цементировочного агрегата в течение 10 мин. Затем в этот же мерник набирают полиэтиленполиамин и перемешивают в течение 10 мин.The cement slurry at the well is prepared in the meter of a cementing unit, for example, type CA-320. Acetone-formaldehyde and epoxy resins are added to the measuring device and mixed with a pump of a cementing unit for 10 minutes. Then, polyethylene polyamine is collected in the same meter and mixed for 10 minutes.
Далее закачивают тампонажный раствор через колонну заливочных труб в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов 4 (см. фиг.4).Next, the grouting solution is pumped through the column of filling pipes into the wellbore to the roof of the water-developing layers 4 (see Fig. 4).
Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов 4, промывают ее технической водой, создают противодавление на водопроявляющие пласты, для чего ствол скважины 1 заполняют буровым раствором с повышенной плотностью. После чего колонну заливочных труб поднимают на поверхность и скважину 1 оставляют на ожидание затвердевания тампонажного раствора в течение 24 ч, затем спускают в скважину колонну бурильных труб 3 (см. фиг.1) с долотом 2 и разбуривают мост 15 (см. фиг4) из тампонажного раствора, после чего продолжают бурение в соответствии с проектом строительства скважины.Raise the column of filling pipes 5 m above the roof of the water-producing
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность, а также увеличить продолжительность эффекта от изоляции водопроявляющих пластов в 1,2-1,5 раза за счет использования тампонажного раствора, обеспечивающего получение камня повышенной прочности, а также создания изолирующего экрана, стойкого к перепадам давления, действующим на крепь скважины, путем расширения ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза.The proposed method allows to increase efficiency, as well as to increase the duration of the effect of isolation of water-producing strata by 1.2-1.5 times due to the use of grouting mortar, which provides stone of increased strength, as well as the creation of an insulating screen that is resistant to pressure drops acting on the lining wells, by expanding the wellbore in the interval of the water-producing formation not less than 1.6 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130552/03A RU2526061C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Isolation of water inflow beds at well construction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130552/03A RU2526061C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Isolation of water inflow beds at well construction |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2526061C1 true RU2526061C1 (en) | 2014-08-20 |
Family
ID=51384719
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013130552/03A RU2526061C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Isolation of water inflow beds at well construction |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2526061C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600576C1 (en) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
| CN110424921A (en) * | 2019-08-28 | 2019-11-08 | 中研(天津)能源装备有限公司 | A kind of packer |
| RU2710577C1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1521863A1 (en) * | 1988-01-28 | 1989-11-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Plugging composition |
| RU2152507C1 (en) * | 1997-07-08 | 2000-07-10 | Альметьевское УБР | Method of insulating water-development strata |
| US20050067170A1 (en) * | 2003-09-26 | 2005-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
| RU2270228C1 (en) * | 2004-08-19 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Grouting composition for oil and gas wells |
| RU2352754C1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method of repairing wells of underground reservoirs |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
-
2013
- 2013-07-02 RU RU2013130552/03A patent/RU2526061C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1521863A1 (en) * | 1988-01-28 | 1989-11-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Plugging composition |
| RU2152507C1 (en) * | 1997-07-08 | 2000-07-10 | Альметьевское УБР | Method of insulating water-development strata |
| US20050067170A1 (en) * | 2003-09-26 | 2005-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
| RU2270228C1 (en) * | 2004-08-19 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Grouting composition for oil and gas wells |
| RU2352754C1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method of repairing wells of underground reservoirs |
| RU2420657C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of water-flooded oil deposits |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600576C1 (en) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells |
| RU2710577C1 (en) * | 2019-04-30 | 2019-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well |
| CN110424921A (en) * | 2019-08-28 | 2019-11-08 | 中研(天津)能源装备有限公司 | A kind of packer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2439274C1 (en) | Well construction method | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| CN111255428B (en) | Casing horizontal well shaft reconstruction repeated fracturing method | |
| RU2067158C1 (en) | Method for reverse cementing of casing in well | |
| RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2410514C1 (en) | Method for well construction | |
| CN110529089B (en) | Repeated fracturing method for open hole horizontal well | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2515739C1 (en) | Repair method for well with defective area with displaced casing string | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2606742C1 (en) | Method of well drilling | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2509885C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |