RU2315171C1 - Method for water influx zone isolation inside well - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production industry, particularly methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like.

SUBSTANCE: method involves lowering injection pipes in isolation zone; serially injecting two plugging composition components in injection pipe string up to total passage of the first component into hole annuity; mixing plugging composition components inside well bore along with injection pipe string lifting and the second component displacement from the string; forcing the obtained plugging composition into interval to be isolated. The method is realized with the use of coiled tubing plant. The second plugging composition component is displaced into well bore through hydromonitor nozzle under pressure exceeding liquid column pressure in flexible pipe. Flexible pipe lifting speed and displacement liquid flow rate are set so that as hydromonitor nozzle reaches upper level of plugging composition column (determined from plugging covolume of composition components) in well bore the second component is fully displaced from flexible pipe.

EFFECT: increased efficiency of water influx zone isolation.

1 ex

Description

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока или поглощений в скважине, и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием колтюбинговой техники.The proposal relates to the oil and gas industry, in particular to methods for isolating water inflow or absorption zones in a well, and is intended for repair and insulation works in wells using coiled tubing.

Известен способ изоляции зон поглощений в скважине [авторское свидетельство №866131, Е21В 33/138, опубл. 23.09.81, Бюл. №35], включающий последовательное вытеснение из заливочных труб двух исходных компонентов тампонажного раствора, последующее их перемешивание и задавку образовавшегося тампонажного раствора в зону поглощения. При реализации способа, после вытеснения первого компонента заливочную колонну спускают до нижнего установившегося уровня этого компонента, после чего осуществляют вытеснение второго компонента, заливочную колонну при этом поднимают до верхнего уровня тампонажного раствора.A known method of isolating absorption zones in the well [copyright certificate No. 866131, E21B 33/138, publ. 09/23/81, Bull. No. 35], including the successive displacement of two initial components of the cement slurry from the filling pipes, their subsequent mixing, and the filling of the resulting cement slurry into the absorption zone. When implementing the method, after displacing the first component, the casting column is lowered to the lower steady state level of this component, after which the second component is displaced, the casting column is raised to the upper level of the grouting mortar.

Недостатком известного способа является то, что при вытеснении в ствол скважины компонентов тампонажного раствора скважинная жидкость, находящаяся под нижним уровнем тампонажного раствора, продавливается в изолируемую зону. Традиционными технологическими жидкостями, используемыми при производстве ремонтов нефтяных скважин, являются пластовые минерализованные воды и водные растворы неорганических солей. Продавливание этих водных систем в изолируемый продуктивный коллектор приводит к снижению нефтепроницаемости призабойной зоны скважины из-за образования устойчивых водонефтяных эмульсий, выпадения минеральных осадков при смешении пластовых вод с закачиваемой скважинной жидкостью, создания условий, способствующих возникновению значительных капиллярных сил, способных удерживать в порах воду. Снижение нефтепроницаемости призабойной зоны приводит к увеличению срока освоения и выхода скважины на режим. Кроме того, при изначально низкой приемистости изолируемой зоны, после закачивания в нее скважинной жидкости, находящейся под нижним уровнем тампонажного раствора, приемистость может снизиться настолько, что закачать весь объем тампонажного раствора будет невозможно.A disadvantage of the known method is that when the components of the grouting fluid are displaced into the wellbore, the wellbore fluid below the lower level of the grouting fluid is forced into the isolation zone. The traditional process fluids used in the repair of oil wells are mineralized reservoir water and aqueous solutions of inorganic salts. Squeezing these water systems into an isolated productive reservoir leads to a decrease in oil permeability of the bottom-hole zone of the well due to the formation of stable oil-water emulsions, the deposition of mineral deposits when the formation water is mixed with the injected well fluid, and the creation of conditions conducive to the emergence of significant capillary forces that can hold water in the pores. A decrease in the oil permeability of the bottom-hole zone leads to an increase in the period of development and well completion. In addition, with an initially low injectivity of the isolation zone, after injecting into it the well fluid under the lower level of the grout, the injectivity may decrease so much that it will be impossible to pump the entire volume of grout.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий безопасную закачку в изолируемый интервал тампонирующей смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из структурообразующего реагента и структурообразователя [патент №2239048, Е21В 33/13, опубл. 27.10.2004, Бюл. №30]. При реализации способа первую порцию структурообразователя смешивают со структурообразующим реагентом на дневной поверхности, а вторую порцию структурообразователя вводят в смесь при подъеме насосно-компрессорных труб. После разгерметизации скважины для поднятия насосно-компрессорных труб с целью введения второй порции структурообразователя в тампонирующую смесь происходит выравнивание давлений, создаваемых столбами жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевым пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной. При выравнивании давлений происходит переток жидкостей из насосно-компрессорных труб в кольцевое пространство между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной либо в обратном направлении. При этом уровни жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевом пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной смещаются относительно друг друга, что делает невозможным смешение всего объема второй порции структурообразователя с тампонирующей смесью. Чтобы не допустить смещения уровней второй порции структурообразователя и тампонирующей смеси, подбирают продавочную жидкость с плотностью, необходимой для уравновешивания столбов жидкости в насосно-комрессорных трубах и в кольцевом пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Недостатком известного способа является то, что при использовании объема тампонирующей смеси, близкого к объему скважины из-за незначительной высоты столба продавочной жидкости, для уравновешивания понадобится жидкость с плотностью, не соответствующей ни одной из жидкостей, применяемых при ремонте скважин.The closest technical solution to the proposed one is a method of isolating water inflow zones in a well, which includes the safe injection of a plugging mixture with a short structuring period into the insulated interval, consisting of a structure-forming reagent and a structure-forming agent [patent No. 2239048, ЕВВ 33/13, publ. 10/27/2004, Bull. No. 30]. When implementing the method, the first portion of the builder is mixed with the structure-forming reagent on the day surface, and the second portion of the builder is introduced into the mixture when lifting the tubing. After depressurization of the well to raise the tubing with the aim of introducing a second portion of the builder into the plugging mixture, the pressures created by the liquid columns in the tubing and in the annular space between the tubing and the production string are equalized. When the pressure is equalized, liquids flow from the tubing into the annular space between the tubing and production tubing or in the opposite direction. In this case, the liquid levels in the tubing and in the annular space between the tubing and the production string are shifted relative to each other, which makes it impossible to mix the entire volume of the second portion of the builder with the plugging mixture. In order to prevent a shift in the levels of the second portion of the builder and the plugging mixture, a squeezing liquid is selected with the density necessary to balance the liquid columns in the tubing and in the annular space between the tubing and production string. The disadvantage of this method is that when using the volume of the plugging mixture close to the volume of the well due to the insignificant height of the column of the squeezing fluid, to balance, you will need a fluid with a density that does not match any of the fluids used in the repair of wells.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции зон водопритока за счет более высокой гомогенизации тампонирующей смеси и снижение риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of isolation of water inflow zones due to higher homogenization of the plugging mixture and to reduce the risk of an emergency in the process of waterproofing.

Задача решается спуском колонны нагнетательных труб в зону изоляции, последовательной закачкой компонентов тампонирующей смеси в колонну нагнетательных труб, полным вытеснением первого компонента в межтрубное пространство, смешением компонентов в стволе скважины при одновременном подъеме колонны нагнетательных труб и вытеснении второго компонента, продавкой тампонирующей смеси в изолируемый интервал.The problem is solved by launching the injection pipe string into the isolation zone, sequentially injecting the components of the plugging mixture into the injection pipe string, completely displacing the first component into the annulus, mixing the components in the wellbore while lifting the injection pipe string and displacing the second component, selling the plugging mixture to the insulated interval .

Новым является то, что способ реализуют с использованием колтюбинговой установки, второй компонент тампонирующей смеси вытесняют в ствол скважины через гидромониторную насадку под давлением, превышающим давление столба жидкости в гибкой трубе, а скорость подъема гибкой трубы и расход продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромониторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонирующей смеси) в ствол скважины из гибкой трубы был вытеснен весь объем второго компонента.What is new is that the method is implemented using a coiled tubing installation, the second component of the plugging mixture is forced into the wellbore through a hydraulic nozzle under a pressure exceeding the pressure of the liquid column in the flexible pipe, and the rate of rise of the flexible pipe and flow rate of the squeezing liquid are determined so that by the time when the nozzle reaches the upper level of the plugging mixture column (determined by the joint volume of the components of the plugging mixture), the pipe was forced out of the flexible pipe into the wellbore not the entire volume of the second component.

Предлагаемый способ реализуется с использованием колтюбинговой установки без разгерметизации нагнетательных труб для их подъема, что в отличие от прототипа позволяет исключить относительное смещение уровней структурообразующего реагента и структурообразователя и обеспечивает их смешение во всем объеме. Одновременно достигается возможность приготовления тампонирующей смеси при любом соотношении объемов структурообразующего реагента и структурообразователя, а также исключается необходимость расчета плотности продавочной жидкости. В прототипе столбы жидкостей в насосно-компрессорных трубах и в кольцевым пространстве между насосно-комрессорными трубами и эксплуатационной колонной уравновешены, что не способствует перемешиванию второй порции структурообразователя и тампонирующей смеси при подъеме насосно-компрессорных труб. Согласно предложенному способу структурообразователь вводится в структурообразующий реагент через гидромонторную насадку под давлением, превышающим давление столба жидкости в гибкой трубе, что позволяет более тщательно перемешать тампонирующую смесь. Кроме того, весь объем структурообразователя вводится в структурообразующий реагент в стволе скважины, что исключает возможность структурирования тампонирующей смеси в процессе прокачивания ее через гибкую трубу и повышает безопасность проведения работ.The proposed method is implemented using a coiled tubing installation without depressurization of the injection pipes for their lifting, which, unlike the prototype, eliminates the relative shift in the levels of the structure-forming reagent and the structure-forming agent and ensures their mixing in the entire volume. At the same time, the possibility of preparing a plugging mixture is achieved for any ratio of the volumes of the structure-forming reagent and the structure-forming agent, and the need to calculate the density of the squeezing liquid is also eliminated. In the prototype, the liquid columns in the tubing and in the annular space between the tubing and the production string are balanced, which does not contribute to the mixing of the second portion of the builder and the plugging mixture when lifting the tubing. According to the proposed method, the structure-forming agent is introduced into the structure-forming reagent through a hydraulic nozzle under a pressure exceeding the pressure of the liquid column in the flexible pipe, which allows more thorough mixing of the plugging mixture. In addition, the entire volume of the builder is introduced into the structure-forming reagent in the wellbore, which excludes the possibility of structuring the plugging mixture during pumping through a flexible pipe and increases the safety of work.

Сущностью предлагаемого способа является приготовление в стволе скважины и закачивание в изолируемый интервал двухкомпонентной тампонирующей смеси. В скважину до интервала проведения изоляционных работ с помощью колтюбинговой установки спускается гибкая труба, оборудованая гидромониторной насадкой. Рассчитывается общий объем водоизоляционной композиции, который не должен превышать объем ствола скважины выше интервала проведения изоляционных работ, и определяются объемы его компонентов. В гибкую трубу последовательно закачиваются структурообразующий реагент, буферная жидкость, структурообразователь и продавочная жидкость. Закачивание происходит при открытом затрубном пространстве, вытесняемая через открытую затрубную задвижку скважинная жидкость собирается в автоцистерну для дальнейшего использования или закачивается в нефтесборную линию. В момент, когда из гибкой трубы в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем структурообразующего реагента и часть объема буферной жидкости, начинают подъемом гибкой трубы. При этом скорость подъема гибкой трубы и расход закачиваемой продавочной жидкости определяются таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромонтиторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонирующей смеси) из гибкой трубы был вытеснен весь объем структурообразователя. Это обеспечивает равномерное распределение закачиваемого под давлением через гидромониторную насадку структурообразователя в структурообразующем реагенте и образование в стволе скважины однородной тампонирующей смеси. В момент, когда из гибкой трубы вытеснен весь объем структурообразователя, закрывают затрубное пространство, и тампонирующая смесь продавливается в изолируемый интервал.The essence of the proposed method is the preparation in the wellbore and injection into the isolated interval of a two-component plugging mixture. A flexible pipe equipped with a hydraulic nozzle is lowered into the well before the interval of insulation work using a coiled tubing installation. The total volume of the waterproofing composition is calculated, which should not exceed the volume of the wellbore above the interval of insulation work, and the volumes of its components are determined. A structure-forming reagent, a buffer liquid, a structure-forming agent and a squeezing liquid are sequentially pumped into a flexible pipe. Injection occurs when the annulus is open, the well fluid displaced through the open annular valve is collected in a tanker truck for further use or pumped into the oil recovery line. At the moment when the entire volume of the structure-forming reagent and part of the volume of the buffer liquid are displaced from the flexible pipe into the annular space between the flexible pipe and the production string, they start by lifting the flexible pipe. At the same time, the lifting speed of the flexible pipe and the flow rate of the injected squeezing liquid are determined so that by the time the nozzle reaches the upper level of the plugging mixture column (determined by the joint volume of the components of the cementing mixture), the entire volume of the builder is displaced from the flexible pipe. This ensures a uniform distribution of the builder injected under pressure through the hydraulic monitor nozzle in the builder reagent and the formation of a uniform plugging mixture in the wellbore. At the moment when the entire volume of the builder is forced out of the flexible pipe, the annulus is closed, and the plugging mixture is forced into the insulated interval.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».The analysis of patent and scientific and technical literature allowed us to conclude that there are no technical solutions containing essential features of the claimed method that perform a similar task, therefore, we can conclude that the criteria of "novelty" and "inventive step" are met.

Пример осуществления способа.An example implementation of the method.

Запланировано проведение работ по изоляции водопритока обводнившегося продуктивного пласта в скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и текущим забоем 1850 м. Перфорированный эксплуатационный фильтр 1800-1805 м. Учитывая геолого-технические условия скважины, изоляцию осуществляют закачкой тампонирующей смеси на основе 0,5 м³ реагента АКОР-БН (структурообразующий реагент) и 1,0 м³ пресной воды (структурообразователь). В скважину до забоя спускают гибкую трубу диаметром 38,1×32,1 мм, оборудованную гидромониторной насадкой типа НРГМ производства ООО «НИСВЭР» (г.Краснодар). Общая длина гибкой трубы на барабане 2500 м. Объем скважинной жидкости меняют на жидкость, не вызывающую гелирование структурообразующего реагента - нефть. Гибкую трубу приподнимают до глубины 1800 м. В гибкую трубу при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 0,5 м³ реагента АКОР-БН; буфер - 0,2 м³ нефти; 1,0 м³ пресной воды; 1,05 м³ нефти в качестве продавочной жидкости. Вытесняемую из скважины нефть собирают в автоцистерну для дальнейшего использования или закачивают в нефтесборную линию, подходящую к скважине. К моменту, когда указанные объемы жидкостей закачаны, в кольцевое пространство между гибкой трубой и эксплуатационной колонной будет вытеснен весь объем реагента АКОР-БН и основная часть объема буферной жидкости. Затем начинают подъем гибкой трубы до глубины 1705 м с одновременным закачиванием в нее 1,02 м³ нефти в качестве продавочной жидкости. При этом скорость подъема гибкой трубы равна 14 м/мин, а расход закачиваемой нефти равен 2,5 л/с. Скорость подъема гибкой трубы и расход продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромониторной насадки до верхнего уровня столба тампонажной смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонажной смеси) из гибкой трубы был вытеснен весь объем пресной воды. При подъеме гибкой трубы подаваемая под давлением через гидромониторную насадку пресная вода равномерно распределяется в реагенте АКОР-БН и в стволе скважины образуется однородная тампонирующая смесь. В момент, когда из гибкой трубы вытеснен весь объем пресной воды, закрывают затрубное пространство и тампонирующую смесь продавливают в изолируемый интервал закачкой в гибкую трубу 2,0 м³ нефти.It is planned to carry out isolation of water inflow of an irrigated productive formation in a well with a production casing with a diameter of 168 mm and a current bottom of 1850 m. A perforated production filter is 1800-1805 m. Given the geological and technical conditions of the well, isolation is carried out by injecting a plugging mixture based on 0.5 m ³ AKOR-BN reagent (structure-forming reagent) and 1.0 m ^{3 of} fresh water (structure-forming agent). A flexible pipe with a diameter of 38.1 × 32.1 mm, equipped with a hydraulic nozzle of the NRGM type manufactured by NISVER LLC (Krasnodar), is lowered into the well before the bottom. The total length of the flexible pipe on the drum is 2500 m. The volume of the borehole fluid is changed to a fluid that does not cause gelling of the structure-forming reagent - oil. The flexible pipe is lifted to a depth of 1800 m. 0.5 m ³ of AKOR-BN reagent is successively pumped into the flexible pipe with an open annulus; buffer - 0.2 m ³ oil; 1.0 m ³ fresh water; 1.05 m ^{3 of} oil as a squeezing liquid. The oil displaced from the well is collected in a tank truck for further use or pumped into an oil recovery line suitable for the well. By the time when the indicated volumes of liquids have been pumped, the entire volume of AKOR-BN reagent and the bulk of the volume of the buffer liquid will be forced into the annular space between the flexible pipe and the production string. Then, the flexible pipe begins to rise to a depth of 1705 m with the simultaneous injection of 1.02 m ^{3 of} oil into it as a squeezing liquid. At the same time, the lifting speed of the flexible pipe is 14 m / min, and the flow rate of the injected oil is 2.5 l / s. The rate of rise of the flexible pipe and the flow rate of the squeezing liquid are determined so that by the time the nozzle reaches the upper level of the column of the cement mixture (determined by the joint volume of the components of the cement mixture), the entire volume of fresh water is displaced from the flexible pipe. When lifting a flexible pipe, the fresh water supplied under pressure through the hydraulic nozzle is evenly distributed in the AKOR-BN reagent and a uniform plugging mixture is formed in the wellbore. At the moment when the entire volume of fresh water is displaced from the flexible pipe, the annulus is closed and the plugging mixture is forced into the insulated interval by pumping 2.0 m ^{3 of} oil into the flexible pipe.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности изоляции зон водопритока за счет более высокой гомогенизации тампонирующей смеси и снижение риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ.Thus, in this proposal, a result is achieved - increasing the efficiency of isolation of water inflow zones due to higher homogenization of the plugging mixture and reducing the risk of an emergency in the process of waterproofing.

Claims (1)

Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий спуск колонны нагнетательных труб в зону изоляции, последовательную закачку двух компонентов тампонирующей смеси в колонну нагнетательных труб до момента полного выхода первого компонента в межтрубное пространство, смешение компонентов тампонирующей смеси в стволе скважины при одновременном подъеме колонны нагнетательных труб и вытеснении из нее второго компонента и продавку полученной тампонирующей смеси в изолируемый интервал, отличающийся тем, что способ реализуют с использованием колтюбинговой установки, второй компонент тампонирующей смеси вытесняют в ствол скважины через гидромониторную насадку под давлением, превышающим давление столба жидкости в гибкой трубе, а скорость подъема гибкой трубы и расход продавочной жидкости определяют таким образом, чтобы к моменту дохождения гидромонтиторной насадки до верхнего уровня столба тампонирующей смеси (определяется совместным объемом компонентов тампонирующей смеси) в стволе скважины из гибкой трубы был вытеснен весь объем второго компонента.A method of isolating water inflow zones in a well, including the descent of a string of injection pipes into the isolation zone, the sequential injection of two components of the plugging mixture into the string of injection pipes until the first component is fully released into the annulus, mixing the components of the plugging mixture in the wellbore while lifting the string of injection pipes and ousting the second component from it and pushing the resulting plugging mixture into an isolated interval, characterized in that the method is implemented using With the coiled tubing unit installed, the second component of the plugging mixture is forced into the wellbore through a hydraulic nozzle under pressure exceeding the pressure of the fluid column in the flexible pipe, and the rate of rise of the flexible pipe and flow rate of the squeezing liquid are determined so that by the time the hydraulic monitor nozzle reaches the upper level of the plugging column mixture (determined by the joint volume of the components of the plugging mixture) in the wellbore from the flexible pipe was displaced the entire volume of the second component.