Патент на изобретение №2397313

(54) СПОСОБ РЕМОНТА ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ С ДВУМЯ ВСКРЫТЫМИ ПЛАСТАМИ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте заколонного пространства скважины, вскрывшей два пласта. При осуществлении способа спускают на колонне труб проходной пакер, оснащенный ниппелем с боковыми отверстиями, с закрепленной снизу пробкой и с возможностью продольного перемещения в продольном отверстии пакера. После установки пакера между двумя вскрытыми пластами через боковые отверстия ниппеля, расположенные выше пакера, закачивают защитный состав в верхний пласт при изолированном устье, опускают колонну труб с боковыми отверстиями ниппеля ниже пакера, в нижний пласт нагнетают блокирующий состав, после чего закачивают изолирующий материал с созданием избыточного давления. После продавливания изолирующего материала в заколонное пространство колонну труб с ниппелем приподнимают до фиксации пробки в проходном канале пакера. Производят вымывание излишков изолирующего материала в надпакерном пространстве, извлекают колонну труб из скважины, а после отверждения изолирующего материала разбуривают пакер. Изобретение позволяет сохрананить после ремонта коллекторские свойства продуктивного пласта за счет его предохранения от загрязнения твердеющим тампонажным раствором, а также значительно экономить время проведения изоляционных работ и повысить их надежность. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте заколонного пространства скважины, вскрывшей два пласта.

Известен способ ремонта заколонного пространства скважины (патент РФ 1832822, МПК8 Е21В 29/10; Е21В 33/13, опубл. в бюл. 26 от 20.09 2000 г.), включающий уточнение глубины нахождения дефекта или отверстия в обсадной колонне, установку извлекаемого пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания под давлением, сброс давления и извлечение пакера. Закачку тампонажного раствора в зону дефекта или отверстий осуществляют после установки пакера ниже дефекта или отверстий с оставлением части тампонажного раствора, затем сбрасывают давление и сразу же приподнимают пакер и перекрывают им дефект или отверстие в колонне, а вымывание остатков тампонажного раствора над пакером осуществляют путем создания над ним циркуляции продавочной жидкости, причем давление в обсадной колонне сбрасывают при сохранении давления под пакером.

Недостатком данного способа является то, что при наличии дефектного цементного кольца тампонажный раствор не проникает в заколонное пространство, в связи с чем невозможно надежно отремонтировать заколонное пространство скважины даже в случае отсутствия там цементного кольца.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта скважины (патент РФ 2354802, МПК8 Е21В 29/10; Е21В 33/13, опубл. в бюл. 13 от 10.05.2009 г.), включающий установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, при этом установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами, перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера, для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве, перед удалением пакера выравнивают давления в надпакерном и подпакерном пространстве, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала.

Недостатками данного способа являются:

– во-первых, продавка тампонажного состава в заколонное пространство ведется без блокировки обводнившегося нижнего продуктивного пласта, являющегося источником заколонного перетока, что может привести к снижению успешности изоляционных работ,

кроме того, не предусмотрена защита от загрязнений тампонирующим материалом верхнего продуктивного пласта;

– во-вторых, после закачивания твердеющего изолирующего материала в подпакерное пространство скважины перед его продавкой в заколонное пространство скважины производят дополнительную технологическую операцию по снижению давления в скважине в надпакерном пространстве, при этом надо учитывать, что снижение давления в скважине в надпакерном пространстве производят при помощи сваба по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) путем снижения уровня в скважине до 600 метров, что практически достигается за 6 часов. За это время твердеющий изолирующий материал успевает схватиться, поэтому последующая его продавка в заколонное пространство практически не осуществима, что также резко снижает успешность изоляционных работ, поэтому продавка изолирующего материала после его закачки в подпакерное пространство скважины должна быть произведена незамедлительно.

Технической задачей изобретения является предохранение верхнего продуктивного пласта от загрязнения твердеющим изолирующим материалом в процессе ремонта заколонного пространства скважины, а также повышение успешности изоляционных работ за счет сокращения времени между закачкой и продавкой твердеющего изолирующего материала в заколонное пространство скважины и исключения дополнительной технологической операции за одну спускоподъемную операцию пакера в скважину.

Поставленная задача решается способом ремонта заколонного пространства скважины с двумя вскрытыми пластами, включающим спуск на колонне труб пакера и его установку между пластами, закачку изолирующего состава в подпакерное пространство скважины с созданием избыточного давления для продавливания изолирующего материала в заколонное пространство, удаление пакера, вымыв излишков изолирующего материала, проведение технологической выдержки для схватывания и отверждения изолирующего материала.

Новым является то, что пакер, выполненный в виде разбуриваемого проходного пакера, оснащают ниппелем с боковыми отверстиями, вставленным в проходной канал пакера с возможностью герметичного продольного перемещения и оснащенным снизу пробкой для изоляции проходного канала пакера, после установки пакера колонну труб с ниппелем приподнимают так, что боковые отверстия ниппеля располагаются выше пакера, после чего закачивают защитный состав в верхний пласт при изолированном устье, а колонну труб опускают так, что боковые отверстия располагаются ниже пакера, а перед закачкой изолирующего состава и созданием избыточного давления в нижний пласт нагнетают блокирующий состав, после продавливания изолирующего материала в заколонное пространство колонну труб с ниппелем приподнимают до фиксации пробки в проходном канале пакера и отсоединения ее от ниппеля, вымывание излишков изолирующего материала производят в надпакерном пространстве перед извлечением ниппеля на колонне труб из скважины, а снятие пакера производят разбуриванием после отверждения изолирующего материала.

Новым также является то, что если давление в нижнем пласте выше давления в верхнем пласте, то на время закачки и продавки блокирующего состава создают избыточное давление в межколонном надпакерном пространстве скважины.

На чертеже изображена схема осуществления способа.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Скважина 1 вскрывает два продуктивных пласта: нижний 2 и верхний 3. В процессе эксплуатации нижнего 2 и верхнего 3 продуктивных пластов происходит обводнение нижнего пласта 2, являющегося источником заколонных перетоков жидкости в верхний 3 продуктивный пласт, в связи с чем резко повышается обводненность добываемой продукции, поэтому возникает необходимость ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между обводненным нижним 2 и верхним 3 продуктивным пластами.

В скважину 1 на колонне труб, например колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 4 спускают разбуриваемый пакер 5, оснащенный ниппелем 6 с боковыми отверстиями 7. Ниппель 6 вставлен в проходной канал 8 разбуриваемого пакера 5. Производят посадку разбуриваемого пакера 5 между нижним 2 обводненным и верхним 3 продуктивным пластами в скважине 1.

Приподнимают колонну НКТ 4 с ниппелем 6 разбуриваемого пакера 5 так, чтобы боковые отверстия 7 ниппеля 6 были выше разбуриваемого пакера 5 на 0,5-1 метр.

Проверяют гидравлическое сообщение между колонной НКТ 4 и межколонным надпакерным пространством 9 вызовом циркуляции технологической жидкости, например сточной воды, по колонне НКТ 4 через открытую затрубную задвижку (не показано).

Изолируют устье скважины 1, то есть закрывают затрубную задвижку и производят закачку защитного состава по колонне НКТ 4 в межколонное надпакерное пространство 9 и продавливают защитный состав в верхний продуктивный пласт 3. В качестве защитного состава может быть использована, например, нефть или ГЭР (гидрофобная эмульсия), обладающие свойством сохранения коллекторских свойств пласта.

Открывают затрубную задвижку и снижают давление в межколонном надпакерном пространстве 9, спускают вниз колонну НКТ 4 до тех пор, пока радиальные отверстия 7 ниппеля 6 разбуриваемого пакера 5 сообщат внутреннее пространство колонны НКТ 4 с подпакерным пространством 10.

Далее по колонне НКТ 4 через боковые отверстия 7 ниппеля 6 разбуриваемого пакера 5 производят закачку с помощью насосного агрегата, например, типа ЦА-320, блокирующего состава в подпакерное пространство 10 и его продавку в нижний обводненный пласт 2.

При этом, если пластовое давление нижнего пласта 2 выше пластового давления верхнего продуктивного пласта 3, то в процессе закачки и продавки блокирующего состава в нижний обводненный пласт 2 поддерживают избыточное давление в межколонном надпакерном пространстве 9 через открытую затрубную задвижку с помощью второго насосного агрегата. Вследствие чего блокирующий состав, например, ВНП (водонабухающий полимер) проникает в нижний обводнившийся пласт 2, блокируя воду, и не попадает в заколонное пространство 11.

Открывают затрубную задвижку и снижают давление в межколонном надпакерном пространстве 9 скважины 1, затем по колонне НКТ 4 через боковые отверстия 7 ниппеля 6 разбуриваемого пакера 5 закачивают расчетное количество изолирующего материала в подпакерное пространство 10 при открытой затрубной задвижке и продавливают тампонажный раствор в заколонное пространство 11 между верхним продуктивным 3 и нижним обводненным 2 пластами. В качестве изолирующего материала используют, например, твердеющий тампонажный раствор.

Затем приподнимают колонну НКТ 4 и ниппель 6 разбуриваемого пакера 5 так, чтобы нижний конец ниппеля 6 был на 1-2 метра выше разбуриваемого пакера 5, при этом происходит фиксация пробки 12 в проходном канале 8 разбуриваемого пакера 5, которая отсоединяется от ниппеля 6 разбуриваемого пакера 5 и герметично перекрывает снизу проходной канал 8 разбуриваемого пакера 5.

Далее снижают давление в надпакерном пространстве 9, а разбуриваемый пакер 5 герметично разделяет межколонное надпакерное 9 и подпакерное 10 пространства. После чего через открытую затрубную задвижку производят промывку остатков изолирующего материала из межколонного надпакерного пространства 9 и колонны НКТ 4, затем проводят технологическую выдержку для твердения изолирующего материала, разбуривают пакер 5 и затвердевшие остатки изолирующего материала в подпакерном пространстве 10.

В предложенном способе ремонта заколонного пространства скважины перед закачкой твердеющего изолирующего материала в скважину проводят предохранение продуктивного пласта от загрязнения с твердеющим изолирующим материалом, что положительно влияет на коллекторские свойства пластов при его последующей эксплуатации. Кроме того, продавка твердеющего изолирующего материала в заколонное пространство скважины осуществляется сразу после ее закачки без осуществления дополнительной технологической операции, что существенно повышает качество ремонта заколонного пространства скважины.

Формула изобретения

1. Способ ремонта заколонного пространства скважины с двумя вскрытыми пластами, включающий спуск на колонне труб пакера и его установку между пластами, закачку изолирующего состава в подпакерное пространство скважины с созданием избыточного давления для продавливания изолирующего материала в заколонное пространство, удаление пакера, вымыв излишков изолирующего материала, проведение технологической выдержки для схватывания и отверждения изолирующего материала, отличающийся тем, что пакер, выполненный в виде разбуриваемого проходного пакера, оснащают ниппелем с боковыми отверстиями, вставленным в проходной канал пакера с возможностью герметичного продольного перемещения и оснащенным снизу пробкой для изоляции проходного канала пакера, после установки пакера колонну труб с ниппелем приподнимают так, что боковые отверстия ниппеля располагаются выше пакера, после чего закачивают защитный состав в верхний пласт при изолированном устье, а колонну труб опускают так, что боковые отверстия располагаются ниже пакера, а перед закачкой изолирующего состава и созданием избыточного давления в нижний пласт нагнетают блокирующий состав, после продавливания изолирующего материала в заколонное пространство колонну труб с ниппелем приподнимают до фиксации пробки в проходном канале пакера и отсоединения ее от ниппеля, вымывание излишков изолирующего материала производят в надпакерном пространстве перед извлечением ниппеля на колонне труб из скважины, а снятие пакера производят разбуриванием после отверждения изолирующего материала.

2. Способ ремонта заколонного пространства скважины с двумя вскрытыми пластами по п.1, отличающийся тем, что если давление в нижнем пласте выше давления в верхнем пласте, то на время закачки и продавки блокирующего состава создают избыточное давление в межколонном надпакерном пространстве скважины.

РИСУНКИ