RU2097534C1 - Method of well reconditioning - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: when being reconditioned, oil, gas or injection well is filled with killing fluid to prevent formation liquid and gas blowout. In the well, packer with back valve is preliminarily installed above formation and killing fluid is pumped in over the packer to form fluid column providing excessive pressure as compared to pressure below the packer. Then depressurization of well is effected, downhole equipment is fulfilled, well is sealed and started up after killing fluid is preliminarily removed. EFFECT: enhanced reliability of operation. 2 dwg

Description

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован при текущем ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, во время которых производится замена скважинного оборудования, например насосно-компрессорных труб, насоса, штанг и пр. The method relates to the oil industry and can be used in the repair of oil, gas and injection wells, during which the replacement of downhole equipment, such as tubing, pump, rods, etc.

Известен способ ремонта скважин, заключающийся в том, что демонтируют устье скважины, поднимают изношенное скважинное оборудование, спускают новое или отремонтированное оборудование, собирают устьевую арматуру и пускают скважину в эксплуатацию [1]
Однако этот способ применим лишь в том случае, если продуктивный пласт истощен, газовый фактор невелик и скважина с открытым устьем находится в спокойном состоянии. Подавляющее же большинство нефтяных скважин, а также все газовые скважины требуется "глушить", чтобы исключить возможность открытого выброса скважины, при разгерметизации которых происходят перелив пластовой жидкости и интенсивный выход газа.A known method of repairing wells, which consists in dismantling the wellhead, raising worn downhole equipment, lowering new or repaired equipment, collecting wellhead fittings and putting the well into operation [1]
However, this method is applicable only if the reservoir is depleted, the gas factor is small and the well with an open mouth is in a calm state. The vast majority of oil wells, as well as all gas wells, are required to be “plugged” in order to exclude the possibility of an open well discharge, during the depressurization of which there is overflow of formation fluid and an intensive gas outlet.

Известный способ текущего ремонта таких скважин [2] состоит в том, что в скважину закачивается тяжелая жидкость, называемая жидкостью глушения, например, глинистый раствор. Жидкость глушения проникает в поры продуктивного пласта и создает в призабойной зоне со стороны скважины большее давление, чем давление в самом пласте. В результате пластовая жидкость и газ не поступают в скважину и таким образом устраняется опасность открытого фонтанирования во время подземного ремонта. После глушения скважины производится разгерметизация устья, поднимается скважинное оборудование, спускается новое и вновь герметизируется устье скважины. Затем из скважины удаляется жидкость глушения, и скважина входит в нормальный режим работы. A known method for the repair of such wells [2] consists in the fact that a heavy fluid, called a killing fluid, for example, mud, is pumped into the well. The killing fluid penetrates into the pores of the reservoir and creates more pressure in the bottomhole zone from the side of the well than the pressure in the reservoir itself. As a result, formation fluid and gas do not enter the well and thus eliminate the risk of open gushing during underground repairs. After killing the well, the mouth is depressurized, downhole equipment rises, a new one is launched and the wellhead is again sealed. Then, the kill fluid is removed from the well, and the well enters normal operation.

Недостатком этого способа является отрицательное воздействие жидкости глушения на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта. Поры и каналы пласта забиваются грязью, вода удерживается капиллярными силами. После ремонта с глушением продуктивность добывающей скважины всегда снижается и медленно восстанавливается до прежней, а часто и меньшей величины. Приемистость нагнетательной скважины после ремонта также снижается и практически не восстанавливается, если не проводить очистку скважины. The disadvantage of this method is the negative effect of the kill fluid on the filtration properties of the bottomhole formation zone. Pores and channels of the reservoir are clogged with dirt, water is held by capillary forces. After repairs with silencing, the productivity of the producing well is always reduced and slowly restored to its previous, and often lesser value. The injectivity of the injection well after repair also decreases and practically does not recover unless the well is cleaned.

Опыт эксплуатации скважин с неоднократными подземными ремонтами показывает, что их продуктивность (приемистость), как правило, оказывается сниженной по сравнению с первоначальной в несколько раз. The experience of operating wells with repeated underground repairs shows that their productivity (injectivity), as a rule, turns out to be several times lower than the initial one.

Следствием этого недостатка является либо недобор нефти и газа, либо увеличение затрат на создание дополнительной депрессии на пласт (что не всегда возможно), чтобы компенсировать снижение продуктивности. В нагнетательных скважинах снижение объема закачки воды приводит к отклонению от проектных показателей разработки месторождения и в конечном итоге к уменьшению нефтеотдачи пласта. The consequence of this drawback is either a shortage of oil and gas, or an increase in the cost of creating additional depression on the reservoir (which is not always possible) to compensate for the decrease in productivity. In injection wells, a decrease in the volume of water injected leads to a deviation from the design parameters of field development and, ultimately, to a decrease in oil recovery.

Цель изобретения улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта за счет недопущения проникновения в нее во время подземного ремонта жидкости глушения, вызывающей в добывающих скважинах снижение продуктивности пласта, а в нагнетательных снижение его приемистости. The purpose of the invention is the improvement of the filtration properties of the bottom-hole zone of the formation due to the prevention of penetration of killing fluid into it during underground repair, which causes a decrease in the productivity of the formation in production wells and, in injection wells, a decrease in its injectivity.

Поставленная цель достигается тем, что при осуществлении способа текущего ремонта скважины, включающем закачку в нее жидкости глушения для предотвращения выброса пластовой жидкости и газа в атмосферу, разгерметизацию устья, смену скважинного оборудования, герметизацию устья и удаление из скважины жидкости глушения, согласно изобретению в скважине предварительно устанавливают выше пласта пакер с обратным клапаном, а жидкость глушения закачивают над пакером и создают столбом этой же жидкости избыточное давление по сравнению с давлением, возникающим под пакером. This goal is achieved by the fact that in the implementation of the method of the current well repair, which includes injecting the kill fluid into it to prevent the release of formation fluid and gas into the atmosphere, depressurization of the wellhead, changing the well equipment, sealing the wellhead and removing the kill fluid from the well, according to the invention, in the well set up a packer with a check valve above the formation, and the kill fluid is pumped over the packer and creates a column of the same liquid with an excess pressure compared to the pressure m arising under the packer.

Общими признаками известного и предложенного технических решений являются:
закачка жидкости глушения в скважину;
разгерметизация устья скважины;
смена скважинного оборудования (например, подъем штанг, насоса, труб, замена насоса, спуск труб, насоса, штанг);
герметизация устья скважины;
удаление из скважины жидкостного глушения (откачка или вытеснение газом).Common features of the known and proposed technical solutions are:
injection killing fluid into the well;
depressurization of the wellhead;
change of downhole equipment (for example, lifting rods, pump, pipes, replacing the pump, lowering pipes, pump, rods);
wellhead sealing;
liquid killing from a well (pumping or gas displacement).

Отличительные признаки предложенного способа:
предварительная установка в скважине выше пласта пакера с обратным клапаном;
закачка жидкости глушения в верхнюю часть скважины, находящуюся над пакером;
создание столбом жидкости глушения избыточного давления над пакером по сравнению с давлением, возникающим под пакером в остановленной скважине, избыточное давление создается либо за счет большой высоты столба жидкости, либо за счет увеличения плотности жидкости глушения, либо за счет того и другого.Distinctive features of the proposed method:
pre-installation in the well above the packer with a check valve;
injection of killing fluid into the upper part of the well above the packer;
the creation of an excess pressure killing column over the packer by a column of liquid compared to the pressure occurring under the packer in a stopped well, the excess pressure is created either due to the high height of the liquid column, or by increasing the density of the killing liquid, or both.

На фиг. 1 изображена скважина во время закачки жидкости глушения перед разгерметизацией устья; на фиг. 2 разгерметизированная скважина перед спуском нового оборудования. In FIG. 1 shows a well during injection of a kill fluid before depressurization of the wellhead; in FIG. 2 depressurized well before launching new equipment.

Пунктирными стрелками и пунктирными линиями на фиг. 1 показаны направление потока жидкости глушения и рабочее положение уровня жидкости в скважине, а сплошными стрелками на фиг. 2 действие давления на пакер с клапаном со стороны столба жидкости в скважине и со стороны продуктивного пласта. The dashed arrows and dashed lines in FIG. 1 shows the direction of flow of the kill fluid and the working position of the fluid level in the well, and the solid arrows in FIG. 2 the pressure on the packer with the valve from the side of the liquid column in the well and from the reservoir.

На фиг. 1 и 2 обозначено: 1 скважина; 2 пакер; 3 обратный клапан; 4 расцепитель труб; 5 хвостовик; 6 продуктивный пласт; 7 устьевая арматура; 8 линия подвода жидкости глушения; 9 привод насоса; 10 - подъемные трубы; 11 сальник; 12 скважинный насос; 13 жидкость глушения; 14 пластовая жидкость и газ; 15 уровень жидкости глушения в скважине. In FIG. 1 and 2 are designated: 1 well; 2 packer; 3 check valve; 4 pipe release; 5 shank; 6 reservoir; 7 wellhead fittings; 8 line for the supply of kill fluid; 9 drive pump; 10 - lifting pipes; 11 epiploon; 12 well pump; 13 kill fluid; 14 reservoir fluid and gas; 15 level killing fluid in the well.

В качестве жидкости глушения 13 может использоваться глинистый раствор, пластовая вода или другая жидкость, удовлетворяющая требованию создания необходимого давления на пакер при выбранной глубине его размещения. Этому требованию отвечают параметры, связанные зависимостью

где Y удельный вес жидкости глушения, г/см³;
P_пл. максимально возможное давление под пакером в остановленной скважине, МПа;
h глубина размещения пакера, м;
Δh запас высоты столба жидкости глушения для создания избыточного давления на пакер, м.As the silencing fluid 13, a clay solution, produced water or other liquid that meets the requirement of creating the necessary pressure on the packer at a selected depth of its placement can be used. This requirement is met by dependency related parameters.

where Y is the specific gravity of the kill fluid, g / cm ³ ;
P _pl. the maximum possible pressure under the packer in a stopped well, MPa;
h depth of placement of the packer, m;
Δh the margin of the suppression fluid column to create excess pressure on the packer, m

Пакер 2 с клапаном 3 и хвостовиком 5 спускают в скважину 1 заранее и оставляют в ней на все последующие ремонты. Спуск пакера производится на насосно-компрессорных трубах, которые затем отцепляются от расцепителя 4 и поднимаются на поверхность (не показано). The packer 2 with the valve 3 and the shank 5 is lowered into the well 1 in advance and left in it for all subsequent repairs. The descent of the packer is carried out on tubing, which is then detached from the release 4 and rise to the surface (not shown).

Перед очередным текущим ремонтом в скважину 1 через линию 8 закачивают жидкость глушения, которая вытесняет пластовую жидкость из затрубного пространства и внутренней полости труб 10 на поверхность. Пластовая жидкость, находящаяся между пакером 2 и приемом насоса 12, замещается жидкостью глушения за счет гравитации. Before the next current repair, a kill fluid is pumped into the well 1 through line 8, which displaces the formation fluid from the annulus and the internal cavity of the pipes 10 to the surface. The formation fluid located between the packer 2 and the intake of the pump 12 is replaced by a kill fluid due to gravity.

После заполнения скважины жидкостью глушения 13 и проверки того, что уровень 15 не снижается, т.е. что пакер 2 и клапан 3 герметичны, производят разгерметизацию скважины, снимают устьевую арматуру 7, поднимают трубы 10 с насосом 12. Затем спускают новый насос на трубах 10, устанавливают арматуру 7, присоединяют привод 9 и производят откачку жидкости глушения 13. Когда уровень 15 снижается настолько, что давление столба жидкости глушения 13 окажется меньше, чем давление пластовой жидкости 14, откроется клапан 3 и насос 12 начнет откачивать также пластовую жидкость. Постепенно в затрубном пространстве установится рабочий динамический уровень, и скважина перейдет в нормальный режим эксплуатации. Поскольку текущий ремонт скважины проводится без контакта жидкости глушения 13 с пластом 6, то после пуска насоса 12 и создания депрессии на пласт 6 фильтрационные потоки в призабойной зоне пласта сохранились такими же, какими были до ремонта скважины. В связи с этим снижения добычи нефти после ремонта скважины предложенным способом не произойдет. After filling the well with jamming fluid 13 and verifying that level 15 is not decreasing, i.e. that the packer 2 and valve 3 are airtight, depressurize the well, remove the wellhead 7, raise the pipes 10 with the pump 12. Then release the new pump on the pipes 10, install the valves 7, attach the actuator 9 and pump out the kill fluid 13. When level 15 drops so that the pressure of the column of suppression fluid 13 is less than the pressure of the reservoir fluid 14, valve 3 will open and the pump 12 will also begin to pump out the reservoir fluid. Gradually, a working dynamic level will be established in the annulus, and the well will return to normal operation. Since the current well repair is carried out without contact of the killing fluid 13 with the formation 6, after starting the pump 12 and creating a depression on the formation 6, the filtration flows in the bottom-hole zone of the formation remained the same as they were before the repair of the well. In this regard, a decrease in oil production after well repair by the proposed method will not occur.

Аналогично предложенный способ осуществляется в газовых скважинах, в которых при подземном ремонте производится смена насосно-компрессорных труб и оборудования для удаления с забоя скважин воды и/или газового конденсата. Similarly, the proposed method is carried out in gas wells, in which, during underground repair, tubing and equipment are changed to remove water and / or gas condensate from the bottom of the wells.

Во время ремонта нагнетательных скважин производятся те же операции. Отличие состоит лишь в том, что обратный клапан пакера в этом случае является съемным и устанавливается лишь на время подземного ремонта перед глушением скважины. Клапан спускается в насосно-компрессорные трубы (насоса в нагнетательных скважинах нет), устанавливается в пакере, а затем после проведения запланированных работ в скважине и удаления жидкости глушения извлекается с помощью канатной техники. Удаление жидкости глушения из нагнетательной скважины осуществляется промывкой ствола скважины водой, которая в дальнейшем будет нагнетаться в пласт. During the repair of injection wells, the same operations are performed. The only difference is that the packer check valve in this case is removable and is installed only during the underground repair before killing the well. The valve is lowered into the tubing (there is no pump in the injection wells), it is installed in the packer, and then, after the planned work is carried out in the well and the removal of the kill fluid, it is removed using cable technology. Killing fluid is removed from the injection well by flushing the wellbore with water, which will subsequently be injected into the formation.

Помимо сохранения высоких фильтрационных свойств призабойной зоны пласта применение предложенного способа дает и другие преимущества перед известным способом. In addition to maintaining high filtration properties of the bottomhole formation zone, the application of the proposed method provides other advantages over the known method.

При известном способе для безопасности работ на малоизученных месторождениях используют, как правило, более тяжелую жидкость глушения и тем самым надежнее задавливают пласт. Однако это приводит к еще большему загрязнению пласта и большему недобору нефти. В предложенном способе такого противоречия нет. Более тяжелая жидкость надежнее закрывает самоуплотняющийся пакер и клапан, но не ухудшает продуктивную характеристику пласта. With the known method for the safety of operations in poorly studied fields, as a rule, a heavier kill fluid is used and thereby crush the formation more reliably. However, this leads to even greater pollution of the reservoir and a greater shortage of oil. In the proposed method there is no such contradiction. A heavier fluid reliably closes the self-compacting packer and valve, but does not impair the reservoir's performance.

Кроме того, для осуществления предложенного способа требуется меньше жидкости глушения, чем для известного (на количество жидкости, вошедшей в пласт и заполнившей подпакерное пространство). Попавшая в пласт жидкость глушения при осуществлении известного способа не оказывает гидростатического противодавления на пласт, так как находится в самом пласте на той же пьезометрической отметке. Этот объем жидкости глушения при реализации известного способа является не только вредным для пласта, но и бесполезным для выполнения своей основной функции. In addition, to implement the proposed method requires less killing fluid than for a known one (by the amount of fluid entering the reservoir and filling the sub-packer space). The jamming fluid that has entered the formation during the implementation of the known method does not exert hydrostatic backpressure on the formation, since it is in the formation at the same piezometric mark. This volume of killing fluid during the implementation of the known method is not only harmful to the reservoir, but also useless to perform its main function.

Источники информации:
1. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных скважин. М.-Л. Гостоптехиздат, 1951, с. 251-278.Information sources:
1. Muravyov V. M. Operation of oil wells. M.-L. Gostoptekhizdat, 1951, p. 251-278.

2. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах. Миннефтепром, 1987, разд. 5, с. 57-60 (прототип). 2. RD 39-0147009-23-87. Unified rules for repair work in wells. Minnefteprom, 1987, sect. 5, p. 57-60 (prototype).

Claims (1)

Способ текущего ремонта скважины, включающий закачку в нее жидкости глушения для предотвращения выброса пластовой жидкости и газа в атмосферу, разгерметизацию устья, смену скважинного оборудования, герметизацию устья и удаление из скважины жидкости глушения, отличающийся тем, что в скважине предварительно устанавливают выше пласта пакер с обратным клапаном, а жидкость глушения закачивают над пакером и создают столбом этой жидкости избыточное давление по сравнению с давлением, возникающим под пакером. A method of routine well repair, including injecting killing fluid into it to prevent the release of formation fluid and gas into the atmosphere, depressurizing the wellhead, changing the well equipment, sealing the wellhead and removing the killing fluid from the well, characterized in that the packer is pre-installed above the reservoir with a reverse valve, and the kill fluid is pumped over the packer and creates a column of this fluid overpressure compared with the pressure arising under the packer.

Images