Nothing Special   »   [go: up one dir, main page]

RU2108445C1 - Способ восстановления герметичности заколонного пространства - Google Patents

Способ восстановления герметичности заколонного пространства Download PDF

Info

Publication number
RU2108445C1
RU2108445C1 RU95120664A RU95120664A RU2108445C1 RU 2108445 C1 RU2108445 C1 RU 2108445C1 RU 95120664 A RU95120664 A RU 95120664A RU 95120664 A RU95120664 A RU 95120664A RU 2108445 C1 RU2108445 C1 RU 2108445C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
column
diameter
casing
mixture
pressure
Prior art date
Application number
RU95120664A
Other languages
English (en)
Other versions
RU95120664A (ru
Inventor
А.В. Колотов
А.Б. Огороднова
Original Assignee
Акционерное общество открытого типа "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество открытого типа "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" filed Critical Акционерное общество открытого типа "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности"
Priority to RU95120664A priority Critical patent/RU2108445C1/ru
Publication of RU95120664A publication Critical patent/RU95120664A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2108445C1 publication Critical patent/RU2108445C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Использование: при ремонтно-изоляционных работах. Обеспечивает повышение эффективноси способа. Сущность изобретения: по способу осуществляют увеличение диаметра колонны в интервале изоляции. Диаметр колонны увеличивают за счет увеличивающейся в объеме при твердении невзрывчатой разрушающей смеси (НРС). Ее закачивают в колонну и создают мост в интервале изоляции. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным работам (РИР), а именно к способам восстановления герметичности заколонного пространства.
Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства путем создания избыточного давления внутри обсадной колонны по отношению к заколонному пространству (нагнетание жидкости или взрыванием заряда). Происходит надувание обсадной колонны и ликвидации зазора между колонной и цементным камнем [1].
Недостатки аналога заключаются в том, что, во-первых, создание избыточного давления путем нагнетания жидкости вызывает разрушение колонны не только в интервале, в котором в кольцевом пространстве имеется цемент, но и в интервалах, где цемента нет. Это опасно для целостности обсадной колонны. Во-вторых, взрывание заряда процесс малоконтролируемый, что может привести к нарушению колонны и цементного камня.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ устранения заколонных перетоков путем увеличения диаметра колонны за пределы упругих деформаций в интервале изоляции [2]. Увеличение диаметра колонны производят путем гидравлического воздействия на колонну на участке изоляции.
Недостаток известного способа заключается в большой трудоемкости работ за счет необходимости применения паркетного оборудования, которое, как правило, не отличается высокой надежностью.
Задача заключается в повышении эффективности ремонтно-изоляционных работ и в снижении трудозатрат.
Поставленная задача достигается тем, что в способе восстановления герметичности заколонного пространства путем увеличения диаметра колонны в интервале изоляции диаметр колонны увеличивают за счет увеличивающейся в объеме при твердении невзрывчатой разрушающей смеси (НРС) [3], которую закачивают в колонну и создают мост в интервале изоляции. При этом в качестве НРС используют смесь известковую для горных и буровых работ (СИГБ).
Успешность ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичности цементного кольца не превышает 50%. Это объясняется тем, что применяемые изоляционные материалы (в основном цементный раствор и растворы смол) обладают общим недостатком - усадочностью.
В процессе эксплуатации скважины герметичность заколонного пространства снижается. Это происходит под воздействием нагрузок на обсадную колонну и цементный камень. Например, установлено, что при снижении давления в скважине прочность сцепления цементного камня с колонной уменьшается. Все виды перфорации также приводят к ухудшению состояния цементного кольца. В то же время, замечено, что непосредственно в интервалах перфорации сцепление /контакт/ цементного камня с колонной улучшается. Последний факт объясняют увеличением силы прижатия колонны к цементу в результате ее деформации. После опрессовки обсадной колонны также, как правило, наблюдается нарушение ее контакта с цементом. При этом наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах пластов с высокой проницаемостью и кавернам. В пластах с подвешенной водой нарушения контакта после опрессовки чаще всего отмечаются в зоне водонефтяного контакта /ВНК/[1].
Оценим расчетами пропускную способность для подошвенной воды кольцевого микрозазора между обсадной колонной и цементным камнем. Формулу Дарси-Вейсбаха можно написать следующим образом [4].
Figure 00000001

где - D-внутренний диаметр цементного кольца, м;
d-внешний диаметр обсадной колонны, м;
p-переппад давления, Па;
λ -коэффициент гидравлических сопротивлений;
H-длина микрозазора, м;
Q-расход воды, м3/сут
Введем обозначения D-d= δ ; P/H = grad P,
где δ - зазор между колонной и цементным камнем, м;
grad P -градиент давления, Па/м.
Тогда формула /1/ будет иметь вид:
Figure 00000002

Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений необходимо вычислить критерий Рейнольдса
Figure 00000003

где ν - кинематическая вязкость воды / при 70oC. ν = 0,5•10-6 v2/c).
При турбулентном режиме коэффициент сопротивления определяют по формуле:
Figure 00000004

Зададимся числовыми значениями: ν = 0,5•10-6м2/с; d = 0,168 м; δ = 0,1 мм = 10-4 м; grad P = 4•106 Па/м.
Система уравнений /2-4/ решается методом подбора.
Таким образом, через зазор 0,1 м при градиенте давления 4 МПа/м к интервалу перфорации может поступать около 22 м3 воды в сутки.
Повышение давления в обсадной колонне приводит к увеличению ее диаметра. Расчеты показывают на сколько нужно повысить давление в колонне, чтобы ее внешний радиус увеличился на 0,1 мм для перекрытия микрозазора.
Формула для радиальных перемещений наружной стенки трубы по задаче Ляме имеет вид /5/
Figure 00000005

μ -коэффициент Пуассона, μ = 0,25;
E -модуль упругости для стали, E = 2.1.105МПа;
P1 -внутреннее давление, МПа;
P2 -внешнее давление, МПа;
r1 -внутренний радиус трубы, м;
r2 -внешний радиус трубы, м, r2=d/r.
Пусть P1 = P2+Pизб или P1-P2=Pизб.
где
Pизб = избыточное давление в колонне по сравнению с наружным давлением.
Тогда формула /5/ будет выглядеть
Figure 00000006

отсюда
Figure 00000007

При δ = 10-4м; P2 = 20 МПа; r1 = 0,075 м; r2 = 0,084 м.
Figure 00000008

pизб. = 33,7 МПа.
Расчеты показывают, что если между обсадной колонной и цементным кольцом существует зазор величиной 0,1 мм, то достаточно в колонне создать давление 33,7 МПа и зазор будет перекрыт за счет увеличения внешнего диаметра колонны. Такое давление и даже большее можно создать путем размещения в колонне моста из невзрывчатой разрушающей смеси /НРС/ и в частности смеси известковой для горных и боровых работ /СИГБ/ [6].
НРС применяют, главным образом при разрушении прочных хрупких материалов (скальные породы), бетонных и железобетонных изделий, каменных кладок, для добычи природного камня.
НРС чаще всего представляют собой порошкообразные негорючие и невзрывоопасные материалы, дающие с водой щелочную реакцию (pH=12). При смешивании порошка НРС с водой образуется суспензия (рабочая смесь), которая, будучи залитая в шпур, сделанный в объекте, подлежащем разрушению, с течением времени схватывается, твердеет, одновременно увеличиваясь в объеме. Увеличение объема - следствие гидратации компонентов, входящих в состав НРС, приводит к развитию в шпуре гидратационного давления (более 40 МПа). Под действием гидратационного давления в теле объекта развиваются напряжения, приводящие к его разрушению [7].
Предлагаемый способ изоляции заколонного пространства осуществляют следующим образом.
В скважину спускают колонну НКТ с таким расчетом, чтобы нижний конец находился на 10-20 м ниже интервала перфорации продуктивного пласта. Возбуждают циркуляцию и промывают скважину водой, охлажденной до 0-10oC.
Затворяют НРС на воде с температурой 0-10oC.
При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают суспензию НРС в объеме, необходимом для заполнения обсадной колонны в интервале 10-20 м.
Продавливают суспензию НРС до выравнивания ее уровней в НКТ в затрубном пространстве.
Приподнимают НКТ до глубины расположения нижних перфорационных отверстий и при необходимости промывают скважину, вымывая избыточный объем НРС.
Поднимают НКТ выше интервала перфорации, герметизируют затрубное пространство на время, необходимое для расширения и отверждения НРС.
Осваивают скважину.
Преимуществом предлагаемого способа является то, что перекрытие каналов для поступления воды к интервалу перфорации происходит не за счет гидравлического воздействия на колонну, а за счет создания в обсадной колонне моста из расширяющегося материала. Это, во-первых, снимает необходимость установки пакера; во-вторых, уменьшает временные затраты на проведение РИР.

Claims (2)

1. Способ восстановления герметичности заколонного пространства путем увеличения диаметра колонны в интервале изоляции, отличающийся тем, что диаметр колонны увеличивают за счет увеличивающейся в обойме при твердении невзрывчатой разрушающей смеси (НРС), которую закачивают в колонну, и создают мост в интервале изоляции.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве НРС используют смесь известковую для горных и буровых работ (СИГБ).
RU95120664A 1995-12-01 1995-12-01 Способ восстановления герметичности заколонного пространства RU2108445C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95120664A RU2108445C1 (ru) 1995-12-01 1995-12-01 Способ восстановления герметичности заколонного пространства

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95120664A RU2108445C1 (ru) 1995-12-01 1995-12-01 Способ восстановления герметичности заколонного пространства

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95120664A RU95120664A (ru) 1998-02-20
RU2108445C1 true RU2108445C1 (ru) 1998-04-10

Family

ID=20174464

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95120664A RU2108445C1 (ru) 1995-12-01 1995-12-01 Способ восстановления герметичности заколонного пространства

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2108445C1 (ru)

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6328113B1 (en) 1998-11-16 2001-12-11 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
US6470966B2 (en) 1998-12-07 2002-10-29 Robert Lance Cook Apparatus for forming wellbore casing
US6557640B1 (en) 1998-12-07 2003-05-06 Shell Oil Company Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
US6568471B1 (en) 1999-02-26 2003-05-27 Shell Oil Company Liner hanger
US6575250B1 (en) 1999-11-15 2003-06-10 Shell Oil Company Expanding a tubular element in a wellbore
US6575240B1 (en) 1998-12-07 2003-06-10 Shell Oil Company System and method for driving pipe
US6604763B1 (en) 1998-12-07 2003-08-12 Shell Oil Company Expandable connector
US6634431B2 (en) 1998-11-16 2003-10-21 Robert Lance Cook Isolation of subterranean zones
US6640903B1 (en) 1998-12-07 2003-11-04 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US6712154B2 (en) 1998-11-16 2004-03-30 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6725919B2 (en) 1998-12-07 2004-04-27 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US6745845B2 (en) 1998-11-16 2004-06-08 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
US6823937B1 (en) 1998-12-07 2004-11-30 Shell Oil Company Wellhead
US7665532B2 (en) 1998-12-07 2010-02-23 Shell Oil Company Pipeline
US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
US7739917B2 (en) 2002-09-20 2010-06-22 Enventure Global Technology, Llc Pipe formability evaluation for expandable tubulars
US7740076B2 (en) 2002-04-12 2010-06-22 Enventure Global Technology, L.L.C. Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US7775290B2 (en) 2003-04-17 2010-08-17 Enventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7793721B2 (en) 2003-03-11 2010-09-14 Eventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7819185B2 (en) 2004-08-13 2010-10-26 Enventure Global Technology, Llc Expandable tubular
US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7918284B2 (en) 2002-04-15 2011-04-05 Enventure Global Technology, L.L.C. Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с. 37. Амиров А.Д. и др. капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975, с. 261 - 263. ТУ 21-31-56-87. Невзрывчатое разрушающее средство. 1987. Блажевич В.А. и др. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985, с. 208. Федосьев В.И. Сопротивление материалов. - М.: Наука, 1972, с. 280. Инструкция по применению смест известковой для горных и буровых работ (СИГБ). - М.: АО "Стойматериалы", 1987. Николаев М.М. Рациональные методы применения невзрывчатых разрушающих средств. Строительные материалы. N 10, 1987. - М.: Изд. литературы по строительству, с. 23 - 24. *

Cited By (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6634431B2 (en) 1998-11-16 2003-10-21 Robert Lance Cook Isolation of subterranean zones
US6328113B1 (en) 1998-11-16 2001-12-11 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
US6745845B2 (en) 1998-11-16 2004-06-08 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
US6712154B2 (en) 1998-11-16 2004-03-30 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6823937B1 (en) 1998-12-07 2004-11-30 Shell Oil Company Wellhead
US6725919B2 (en) 1998-12-07 2004-04-27 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US7665532B2 (en) 1998-12-07 2010-02-23 Shell Oil Company Pipeline
US6575240B1 (en) 1998-12-07 2003-06-10 Shell Oil Company System and method for driving pipe
US6604763B1 (en) 1998-12-07 2003-08-12 Shell Oil Company Expandable connector
US6631760B2 (en) 1998-12-07 2003-10-14 Shell Oil Company Tie back liner for a well system
US6470966B2 (en) 1998-12-07 2002-10-29 Robert Lance Cook Apparatus for forming wellbore casing
US6758278B2 (en) 1998-12-07 2004-07-06 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US6561227B2 (en) 1998-12-07 2003-05-13 Shell Oil Company Wellbore casing
US6640903B1 (en) 1998-12-07 2003-11-04 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US6497289B1 (en) 1998-12-07 2002-12-24 Robert Lance Cook Method of creating a casing in a borehole
US6739392B2 (en) 1998-12-07 2004-05-25 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US6557640B1 (en) 1998-12-07 2003-05-06 Shell Oil Company Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
US6631769B2 (en) 1999-02-26 2003-10-14 Shell Oil Company Method of operating an apparatus for radially expanding a tubular member
US6684947B2 (en) 1999-02-26 2004-02-03 Shell Oil Company Apparatus for radially expanding a tubular member
US6568471B1 (en) 1999-02-26 2003-05-27 Shell Oil Company Liner hanger
US6631759B2 (en) 1999-02-26 2003-10-14 Shell Oil Company Apparatus for radially expanding a tubular member
US6705395B2 (en) 1999-02-26 2004-03-16 Shell Oil Company Wellbore casing
US6575250B1 (en) 1999-11-15 2003-06-10 Shell Oil Company Expanding a tubular element in a wellbore
US7740076B2 (en) 2002-04-12 2010-06-22 Enventure Global Technology, L.L.C. Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US7918284B2 (en) 2002-04-15 2011-04-05 Enventure Global Technology, L.L.C. Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US7739917B2 (en) 2002-09-20 2010-06-22 Enventure Global Technology, Llc Pipe formability evaluation for expandable tubulars
US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7793721B2 (en) 2003-03-11 2010-09-14 Eventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7775290B2 (en) 2003-04-17 2010-08-17 Enventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
US7819185B2 (en) 2004-08-13 2010-10-26 Enventure Global Technology, Llc Expandable tubular

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2108445C1 (ru) Способ восстановления герметичности заколонного пространства
Vrålstad et al. Plug & abandonment of offshore wells: Ensuring long-term well integrity and cost-efficiency
US8235116B1 (en) Well remediation using surfaced mixed epoxy
AU660370B2 (en) Cementing systems for oil wells
RU2105128C1 (ru) Способ восстановления герметичности обсадных колонн
Khalifeh et al. Techniques and materials for North Sea plug and abandonment operations
NO318614B1 (no) Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging.
CA2970650C (en) Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates
RU2324811C1 (ru) Способ повышения продуктивности скважин (варианты)
Asadimehr Examining Drilling Problems and Practical Solutions Regarding them
Wolterbeek et al. Restoration of annular zonal isolation using localized casing expansion (LCE) technology: A proof of concept based on laboratory studies and field trial results
EP1373681B1 (en) A method for pressure- and flow-preventive fixing of pipes in a well
Wu et al. Sealant technologies for remediating cement-related oil and gas well leakage
RU2378493C1 (ru) Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород
RU2320849C2 (ru) Способ строительства и эксплуатации скважин
RU2273722C2 (ru) Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины
RU2154150C2 (ru) Способ изоляции перекрытого эксплуатационной колонной продуктивного пласта
Khandka Leakage behind casing
WO2021066642A1 (en) Method for plugging wellbores in the earth
WO2014172715A1 (en) Epoxy-activator packer inflating system, methods of inflating packer with epoxy-activator system, inflatable packer with epoxy-activator in bladder
Henriksen Plug and abandonment on the Norwegian continental shelf
US20130048306A1 (en) Apparatus and method for penetrating cement surrounding a tubular
TEODORIU et al. Can Geothermal Wells Go Cementless?
SU1710699A1 (ru) Способ тампонажа буровой скважины
RU2161239C1 (ru) Способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения