СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 1998 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн.

Известен способ восстановления герметичности обсадной колонны, включающий закачку в кольцевое пространство скважины изоляционного состава, его газирование в стволе скважины циклическим изменением расхода газа через изоляционный состав путем периодического открытия и закрытия затрубного пространства и закачку изоляционного состава в место негерметичности обсадной колонны в эксплуатационной скважине [1].

Недостатком известного способа является то, что нефтяную скважину предварительно подвергают осушению газом, что усложняет способ, и, кроме того, низка надежность изоляции.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в интервал негерметичности обсадной колонны, закачивают расчетное количество цементного раствора, приподнимают колонну насосно-компрессорных труб на высоту, соответствующую верхней границе цементного раствора, и за счет обратной циркуляции продавочной жидкости "срезают" цементный раствор в целях предупреждения прихвата колонны насосно-компрессорных труб и уменьшения цементного стакана, подлежащего разбуриванию после ОЗЦ [2].

Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции негерметичности обсадной колонны, поскольку имеет место перемешивание цементного раствора и продавочной жидкости.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому для предотвращения перемешивания цементного раствора со скважинной и продавочной жидкостью используют два прокачиваемых разделителя (вязкоупругий состав) в качестве буфера [3].

Известный способ не обеспечивает получение надежной изоляции в интервале негерметичности обсадной колонны, так как за счет большой разности в плотностях между цементным раствором и скважинной жидкости при наличии приемистости в интервале перфорации цементный раствор, как правило, седиментирует и образует цементный камень ниже интервала негерметичности обсадной колонны.

Известен выбранный в качестве ближайшего аналога способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ [4].

Недостатком известного способа является большой расход цементного раствора и низкая надежность изоляции.

Задачей изобретения является получение технического результата, который выражается в снижении расхода цементного раствора и повышении надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивной зоны.

Технический результат достигается тем, что в способе проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающем закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ, расчетный объем вязкоупругого состава закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны, приподъем колонны насосно-компрессорных труб производят для расположения ее нижнего открытого конца на уровне негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора и выше верхней границы цементного раствора - после закачки, при этом перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку, а расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе.

Целесообразно высоту столба вязкоупругого состава в скважине определять из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления и использовать для этого выражение

где Н_ВУС - высота столба вязкоупругого состава, м;
F_СКВ - площадь поперечного сечения ствола скважины, м²;
γ_ц.p - - плотность цементного раствора, кг/м³;
γ_ж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м³;
Н_Ц.Р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τ_вус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м²;
К - коэффициент, учитывающий размеры каверн, (К≥1).

Желательно, чтобы нижний открытый конец колонны насосно-компрессорных труб при ее приподнятии после закачки цементного раствора был расположен выше верхней его границы на 50 м.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1-4 показаны этапы осуществления способа.

Способ осуществляется следующим образом.

Определяют место негерметичности обсадной колонны с использованием известных средств и методов, например, геофизическими. Производят расчет высоты столба вязкоупругого состава Н_ВУС из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления. Для этого используют математическое выражение

Расчетный объем вязкоупругого состава с определенными структурно-механическими свойствами закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже границы негерметичности обсадной колонны (см.фиг.1). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец на уровне негерметичности обсадной колонны (см.фиг.2) и делают технологическую выдержку. Затем закачивают цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины (см.фиг.3). Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб и располагают ее нижний открытый конец выше верхней границы цементного раствора предпочтительно на 50 м. Закрывают кольцевое пространство скважины и осуществляют при избыточном давлении закачку расчетного количества продавочной жидкости (см.фиг.4).

При этом расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе. Закрывают скважину и оставляют на ОЗЦ.

Использование изобретения позволяет снизить расход цементного раствора и повысить надежность изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах эксплуатационной скважины, расположенных выше продуктивной зоны.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1624127, кл. Е 21 В 33/13, 1991, бюл. N 4.

2. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с.130.

3. То же, с.130-131.

4. Авторское свидетельство СССР N 1620609, кл. Е 21 В 33/13, 1991, бюл. N 2.

Использование: в нефтедобывающей промышленности при ликвидации негерметичности обсадных колонн. Обеспечивает повышение надежности изоляции колонны и снижение расхода цементного раствора. Сущность изобретения: по способу через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают вязкоупругий состав и цементный раствор. Это осуществляют при открытом кольцевом пространстве скважины. Вязкоупругий состав располагают ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны. Перед закачкой цементного раствора колонну НКТ приподнимают для расположения ее конца на уровне негерметичности обсадной колонны. После закачки колонну НКТ тоже приподнимают выше верхней границы цементного раствора. Перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку. Затем закачивают продавочную жидкость при закрытом кольцевом пространстве скважины. Количество этой жидкости равно 1,5-кратному объему части колонны НКТ, находившейся в цементном растворе. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ, отличающийся тем, что расчетный объем вязкоупругого состава закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны, приподъем колонны насосно-компрессорных труб производят для расположения ее нижнего открытого конца на уровне негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора и выше верхней границы цементного раствора - после закачки, при этом перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку, а расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоту столба вязкоупругого состава в скважине определяют из условия обеспечения равновесия гидростатического давления столба жидкости в скважине и пластового давления и используют для этого выражения

где H_вус - высота столба вязкоупругого состава, м;
F_скв - площадь поперечного сечения ствола скважины, м²;
γ_ц.р - плотность цементного раствора, кг/м³;
γ_ж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м³;
H_ц.р - высота столба цементного раствора, м;
R - радиус скважины, м;
τ_вус - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м²;
K - коэффициент, учитывающий размеры каверн (K≥ 1). 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний открытый конец колонны насосно-компрессорных труб при ее приподнятии после закачки цементного раствора располагают выше верхней его границы на 50 м.