RU2097534C1 - Способ текущего ремонта скважины - Google Patents

Abstract

Использование: способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован при текущем ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, во время которого производится замена оборудования. Сущность: при осуществлении текущего ремонта скважины в нее закачивают жидкость глушения для предотвращения выброса пластовой жидкости и газа в атмосферу. Перед этим 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. Производят разгерметизацию скважин. Осуществляют замену скважинного оборудования. Герметизируют скважину и пускают ее в работу, предварительно удалив из скважины жидкость глушения. 2 ил.

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.

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.

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.

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.

Опыт эксплуатации скважин с неоднократными подземными ремонтами показывает, что их продуктивность (приемистость), как правило, оказывается сниженной по сравнению с первоначальной в несколько раз.

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.

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.

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.

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).

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.

На фиг. 1 изображена скважина во время закачки жидкости глушения перед разгерметизацией устья; на фиг. 2 разгерметизированная скважина перед спуском нового оборудования.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

Помимо сохранения высоких фильтрационных свойств призабойной зоны пласта применение предложенного способа дает и другие преимущества перед известным способом.

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.

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.

Источники информации:
1. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных скважин. М.-Л. Гостоптехиздат, 1951, с. 251-278.

2. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах. Миннефтепром, 1987, разд. 5, с. 57-60 (прототип).

Claims (1)

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.

Images