RU2843409C1 - Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях. Колонну труб с пакером спускают в скважину. Пакер устанавливают выше участка перфорации скважины. Соединяют колонну труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства. Подают в скважину через колонну труб жидкость для поддержания пластового давления. После прекращения подачи жидкости в пласт происходит опорожнение жидкости из скважины и обеспечивается снижение давления на устье скважины. Производят закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность большую плотности скважинной жидкости. Обеспечивают давление на забое скважины выше пластового. Вскрывают в нижней части колонну труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину. Снаружи колонны труб производят опорожнение скважинной жидкости из затрубного пространства. Перед спуском колонны труб пакер размещают на расстоянии от низа колонны труб. Пакер обеспечивает полное замещение скважинной жидкости на утяжеленную жидкость при закачке. Выше пакера колонну труб оснащают как минимум одним отверстием, перекрытым снаружи кожухом, который заглушен сверху крышкой. Между колонной труб и кожухом ниже отверстий устанавливают герметичную кольцевую пробку. Пробка зафиксирована в транспортном положении от продольного перемещения как минимум одним срезным винтом, изготовленным с возможностью разрушения при давлении как минимум на 10% больше давления закачки утяжеленной жидкости, но не выше максимально допустимого давления в колонне труб для вскрытия в нижней части колонны труб при выходе пробки из кожуха. Ниже отверстий колонну труб внутри оснащают кольцевым сужением под продавочную пробку, которую продавливают по колонне труб с устья скважины. После закачки утяжелённой жидкости в подпакерное пространство до герметичного взаимодействия с кольцевым сужением, для повышения давления внутри колонны труб и кожухе, до выхода пробки из кожуха, при вскрытии колонны труб выше пакера, после замещения скважинной жидкости на утяжеленную жидкость, в затрубном пространстве выше пакера, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, производят извлечение колонны труб из скважины. Предлагаемый способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по вскрытию колонны труб и замещению остатков скважинной жидкости в затрубном пространстве между низом колонны труб и под пакером на утяжеленную жидкость. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях.

Известен способ глушения добывающей скважины (патент RU № 2754552, МПК E21B 43/12, E21B 43/22, опубл. 03.09.2021 Бюл. № 25), включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, причем не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:

где ρ_ж.г. – плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 – для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл . - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

Н_кр. – глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. – удлинение скважины, м,

в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла, в первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины, причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м³ в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом.

Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления в скважинах без пакера(ов) отсекающего(их) сверху вскрытый интервал пласта(ов), что применяется, например, на практике месторождений Республики Татарстан (РТ) не более 8% вскрытого фонда скважин, сложность реализации из-за необходимости точного расчета плотности закачиваемой задавочной жидкости и ее объема, а также необходимость долива задавояной жидкости при подъеме эксплуатационной подвески, что требует постоянного контроля и нахождения нагнетательного оборудования (устьевых насосов) при подъеме этой подвески.

Известен также способ для глушения скважин, включающий закачку жидкости глушения (патент RU № 2764406, МПК E21B 43/12, E21B 43/16, E21B 43/22, опубл. 17.01.2022 Бюл. № 2), закрытие скважины на технологическую выдержку, причем на устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный, спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину эксплуатационной колонны - ЭК скважины, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины в заданном интервале, опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК, производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ, далее производят спуск в ЭК скважины воронки с эксплуатационными НКТ, а затем спуск насоса на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой, скважину запускают в работу, далее производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкости глушения плотностью

где ρ_ж.г. – плотность жидкости глушения, кг/м³;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;

g – ускорение свободного падения, м²/с;

Р_пл. – пластовое давление, МПа;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

L_удл. – удлинение скважины, м,

и объемом

где d_эк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,

при этом технологическая выдержка равна

T=H/V,

где Н – расстояние от низа НКТ до пакера, м;

V – скорость замещения жидкостей, м/с.

Недостатками данного способа являются узкая область применения - только для для добывающих скважин со штанговым насосом, наличие посадочного инструмента требует дополнительную спускоподъемную операцию, что увеличивает продолжительность ремонта, кроме того, наличие остатков скважинной жидкости под пакером влечет риски нефтегазоводопроявления (НГВП) после срыва пакера для проведения ремонта или полного глушения скважины и сложность реализации из-за необходимости точного расчета плотности закачиваемой задавочной жидкости и ее объема.

Наиболее близким по технической сущности является способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины (патент RU № 2806988, МПК E21B 43/12, опубл. 08.11.2023 Бюл. № 31) с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами, включающий спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления, далее прекращение подачи жидкости в пласт закрытием запорного устройства, опорожнение жидкости из скважины в емкость с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного, причем через запорное устройство нагнетательной арматуры осуществляют подачу в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, спускают в колонну труб перфоратор, выполняют перфорацию в нижней части колонны труб выше расположения пакера, далее извлекают перфоратор, открывают запорное устройство колонной головки с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением жидкости из затрубного пространства в емкость.

Недостатками данного способа является высокая аварийность и длительность операции из-за применения перфоратора, а также наличие остатков скважинной жидкости в межтрубном пространстве между низом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером, что приводит к увеличению продолжительности процесса глушения или в отдельных случаях к аварийным ситуациям с НГВП из-за неполной замены скважинной жидкости на жидкость глушения.

Техническим результатом является создание способа глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, позволяющего снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по перфорированию НКТ и замещению остатков скважинной жидкости в межтрубном пространстве между низом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером на жидкость глушения (утяжеленной жидкости).

Техническим решением является способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, включающий спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления, далее прекращение подачи жидкости в пласт, опорожнение жидкости из скважины с обеспечением снижения давления на устье скважины, закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, вскрытие в нижней части колонны труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением скважинной жидкости из затрубного пространства – снаружи колонны труб.

Новым является то, что перед спуском колонны труб, пакер размещают на расстоянии от низа колонны труб, обеспечивающем полное замещение скважинной жидкости на утяжеленную жидкость при закачке, а выше пакера колонну труб оснащают как минимум одним отверстием, перекрытым снаружи кожухом, который заглушен сверху крышкой, между колонной труб и кожухом ниже отверстий устанавливают герметичную кольцевую пробку, зафиксированную в транспортном положении от продольного перемещения как минимум одним срезным винтом, изготовленным с возможностью разрушения при давлении как минимум на 10% больше давления закачки утяжелённой жидкости, но не выше максимально допустимого давления в колонне труб для вскрытия в нижней части колонны труб при выходе пробки из кожуха, ниже отверстий колонну труб внутри оснащают кольцевым сужением под продавочную пробку, которую продавливают по колонне труб с устья скважины, после закачки утяжелённой жидкости в подпакерное пространство до герметичного взаимодействия с кольцевым сужением, для повышения давления внутри колонны труб и кожухе, до выхода пробки из кожуха, при вскрытии колонны труб выше пакера, после замещения скважинной жидкости на утяжеленную жидкость, в затрубном пространстве выше пакера, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, производят извлечение колонны труб из скважины.

На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе.

Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины 1 на ремонт включает в себя спуск в скважину 1 колонны труб 2 (например, НКТ) с пакером 3. Причем перед спуском колонны труб 2 пакер 3 размещают на расстоянии H от низа колонны труб 2, обеспечивающем полное замещение скважинной жидкости на утяжеленную жидкость при закачке в полпакерном пространстве 4. Выше пакера 3 колонну труб 2 оснащают как минимум одним отверстием 5, перекрытым снаружи кожухом 6, который заглушен сверху крышкой 7. Между колонной труб 2 и кожухом 6 ниже отверстий 5 устанавливают герметичную кольцевую пробку 8, зафиксированную в транспортном положении от продольного перемещения как минимум одним срезным винтом 9, изготовленным с возможностью разрушения при давлении как минимум на 10% больше давления закачки утяжелённой жидкости (определяют технологи, автор на это не претендует), но не выше максимально допустимого давления в колонне труб 2 (определяют по паспорту завода-изготовителя труб 2) для вскрытия в нижней части колонны труб 2 при выходе пробки 8 из кожуха 5. Давление разрушения срезных винтов 9 на 10% выше давления закачки утяжеленной жидкости выбрано из практических наблюдений для исключения несанкционированного их разрушения при закачке утяжеленной жидкости в пласт 13. Ниже отверстий 4 колонну труб 2 внутри оснащают кольцевым сужением 10 под продавочную пробку 11 (не конструкцию продавочной пробки 11 автор не претендует). После спуска колонны труб 2 в скважину производят установку пакера 3 выше участка перфорации 12 пласта 13 скважины 1, соединение колонны труб 2 с нагнетательной арматурой (не показано) с образованием замкнутого затрубного пространства 14 (снаружи колонны труб 2). После установки пакера 3 осуществляют подачу в скважину 1 через колонну труб 2 и участок перфорации 12 жидкости для поддержания давления в пласте 13. Далее для глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины 1 на ремонт прекращают подачу жидкости в пласт 13, опорожняют жидкость из скважины 1 открытием нагнетательной арматуры на устье с обеспечением снижения давления на устье скважины 1. После чего производят закачку в скважину 1 по колонне труб 2 в подпакерное пространство 10 и пласт 13 утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости для ее вытеснения с обеспечением давления на забое скважины 1 выше давления пласта 13 (пластовое давление). Далее на устье скважины 1 располагают лубрикатор (не показан) с продавочной пробкой 11, которую продавливают по колонне труб 2 с устья скважины 1 после закачки утяжелённой жидкости до герметичного взаимодействия с кольцевым сужением 10, что приводит к повышению давления внутри колонны труб 2 и кожухе 6. Доставка продавочной пробки 11 не зависит от кривизны ствола скважины 1 и его зенитного угла, так как не зависит от гравитации, а перемещается только за счет перепада давлений создаваемых на устье скважины 1. При достижении давления внутри кожуха 6 как минимум на 10% выше разрушаются срезные винты 9, освобождая кольцевую пробку 8, которая выйди из кожуха 6 обеспечивает вскрытие колонны труб 2 выше пакера 3, то есть обеспечивая сообщение затрубного пространства 14 с внутренним пространством колонны труб 2 через отверстия 5 и, как следствие, вытеснение утяжеленной жидкостью скважинной жидкости (опорожнение) из затрубного пространства 14. После чего осуществляют извлечение колонны труб 2, обеспечивая легкий срыв пакера 3 и исключая излив жидкости из скважины 1 за счет давления пласта 6.

Предлагаемый способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по вскрытию колонны труб и замещению остатков скважинной жидкости в затрубном пространстве между низом колонны труб и под пакером на жидкость глушения (утяжеленную жидкость).

Claims (1)

1. Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, включающий спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления, далее прекращение подачи жидкости в пласт, опорожнение жидкости из скважины с обеспечением снижения давления на устье скважины, закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, вскрытие в нижней части колонны труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением скважинной жидкости из затрубного пространства – снаружи колонны труб, отличающийся тем, что перед спуском колонны труб, пакер размещают на расстоянии от низа колонны труб, обеспечивающем полное замещение скважинной жидкости на утяжеленную жидкость при закачке, а выше пакера колонну труб оснащают как минимум одним отверстием, перекрытым снаружи кожухом, который заглушен сверху крышкой, между колонной труб и кожухом ниже отверстий устанавливают герметичную кольцевую пробку, зафиксированную в транспортном положении от продольного перемещения как минимум одним срезным винтом, изготовленным с возможностью разрушения при давлении как минимум на 10% больше давления закачки утяжелённой жидкости, но не выше максимально допустимого давления в колонне труб для вскрытия в нижней части колонны труб при выходе пробки из кожуха, ниже отверстий колонну труб внутри оснащают кольцевым сужением под продавочную пробку, которую продавливают по колонне труб с устья скважины, после закачки утяжелённой жидкости в подпакерное пространство до герметичного взаимодействия с кольцевым сужением, для повышения давления внутри колонны труб и кожухе, до выхода пробки из кожуха, при вскрытии колонны труб выше пакера, после замещения скважинной жидкости на утяжеленную жидкость, в затрубном пространстве выше пакера, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, производят извлечение колонны труб из скважины.