СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B29/10 E21B33/13 

Описание патента на изобретение RU2354802C1

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

Известен способ цементирования обсадных колонн, который включает спуск обсадной колонны в скважину, заполненную промывочной жидкостью, закачивание тампонажного раствора с устья скважины в обсадную колонну и продавку его цементировочными агрегатами в затрубное пространство с подъемом до устья или до расчетной высоты. Кроме того, перед закачиванием тампонажного раствора межколонное (заколонное) пространство на устье герметизируют, устанавливают вакуумманометр, задвижку и через линию обвязки соединяют на прием с насосным агрегатом. В процессе закачивания тампонажного раствора в обсадную колонну и продавливания его в заколонное пространство вытесняемую жидкость из заколонного пространства откачивают насосным агрегатом при открытой задвижке в мерник вначале с производительностью, равной производительности продавливания, а к концу продавки подачу снижают до минимальной, не изменяя производительности откачивания. После продавливания тампонажного раствора до устья или расчетной высоты откачивание прекращают, а задвижку на устье закрывают на период затвердевания цемента (Номер публикации 93033445, опублик. 1996.07.10).

Известный способ не позволяет создать качественный изолирующий мост в заколонном пространстве между двумя продуктивными пластами.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта заколонного пространства скважины, 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 пакером, 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 в пакере (Патент РФ №1832822, опублик. 2000.09.20 - прототип).

Способ позволяет отремонтировать заколонное пространство скважины в случае отсутствия там цементного кольца. При наличии дефектного цементного кольца или его остатков тампонажный раствор не проникает в заколонное пространство и не создает надежного моста между продуктивными пластами в околоскважинном пространстве.

В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами.

Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, согласно изобретению 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.

Признаками изобретения являются:

1. установка пакера;

2. закачка твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство;

3. вымывание остатков тампонажного раствора;

4. ожидание его затвердевания;

5. сброс давления;

6. извлечение пакера;

7. установка пакера между нижним и верхним продуктивными пластами;

8. перед закачкой изолирующего материала заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановка пакера;

9. повышение давления в подпакерном пространстве;

10. снижение давления в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве;

11. выравнивание давления в надпакерном и подпакерном пространстве;

12. удаление пакера;

13. промывка скважины от остатков изолирующего материала;

14. проведение технологической выдержки для схватывания и твердения изолирующего материала.

Сущность изобретения

При вскрытии скважиной двух и более продуктивных пластов неизбежно возникают перетоки из нижнего пласта с большим давлением в верхний пласт с меньшим давлением по зацементированному заколонному пространству. Нарушение целостности цементного камня в заколонном пространстве и адгезии к обсадной трубе возникает в ходе эксплуатации скважины, при перфорации, кислотных обработках и т.п. Повторное цементирование обычными способами невозможно из-за весьма малых линий тока и невозможности поступления цементного раствора в зацементированное заколонное пространство. В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами. Задача решается следующим образом.

В скважине вскрыты перфорацией нижний и верхний продуктивный пласт. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого через насосно-компрессорные трубы, конец которых расположен над пакером, прокачивают газ или пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижается, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство жидкостью. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве.

В результате удается создать надежную изоляцию заколонного пространства скважины и исключить перетоки вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.

Пример конкретного выполнения

Ремонтируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую два продуктивных пласта с расстоянием между пластами 12 м. Пластовое давление в нижнем продуктивном пласте на 3 МПа больше, чем в верхнем продуктивном пласте. После перфорации обоих продуктивных пластов и отбора нефти было замечено, что нефть поступает только из нижнего пласта через перфорационные отверстия обоих пластов. Возникла необходимость ремонта заколонного пространства скважины. Для этого в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. В качестве пакера используют пакер типа ПГРК. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают цементный тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне созданием давления на устье скважины 10 МПа. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого по колонне насосно-компрессорных труб пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижают до 600 м от устья, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство водой. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку в течение 48 ч для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве. Осваивают скважину.

В результате исследований установлено, что после ремонта оба продуктивных пласта имеют дебит нефти в соответствии с их продуктивностью, что свидетельствует о создании надежной изоляции заколонного пространства скважины и исключении перетоков вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.

Похожие патенты RU2354802C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РЕМОНТА ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ С ДВУМЯ ВСКРЫТЫМИ ПЛАСТАМИ 2009
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Семенов Александр Николаевич
  • Оснос Владимир Борисович
RU2397313C1
СПОСОБ РЕМОНТА ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ С ДВУМЯ ВСКРЫТЫМИ ПЛАСТАМИ 2009
  • Махмутов Ильгизар Хасимович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Сулейманов Фарид Баширович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2397314C1
Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине 2020
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2739181C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ 2010
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Музалевская Надежда Васильевна
  • Тимергалеева Рамзия Ринатовна
RU2431747C1
Способ ликвидации перетоков флюидов в скважине 2018
  • Лихушин Александр Михайлович
  • Мясищев Владимир Евгеньевич
  • Ковалевская Ольга Александровна
  • Литвинов Андрей Витольдович
RU2702455C1
Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины 2019
  • Хусаинов Руслан Фаргатович
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Табашников Роман Алексеевич
RU2708747C1
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2014
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Миннуллин Рашит Марданович
  • Ганиев Булат Галиевич
  • Гараев Рафаэль Расимович
  • Фасхутдинов Руслан Рустямович
RU2551592C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВ ЦЕМЕНТОСИЛИКАТНЫМИ РАСТВОРАМИ 2012
  • Тахаутдинов Рустем Шафагатович
  • Калинин Борис Петрович
  • Малыхин Владимир Иванович
  • Шарифуллин Алмаз Амирзянович
  • Исаев Анатолий Андреевич
RU2519262C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ ИЗ НИЖЕЛЕЖАЩЕГО ВОДОНОСНОГО ГОРИЗОНТА 2021
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Трифонов Андрей Владимирович
  • Козлов Евгений Николаевич
RU2776018C1
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 1991
  • Калмыков Г.И.
  • Горюнов Д.А.
  • Давлетбаев М.Ф.
  • Огай Е.К.
  • Ли В.С.
RU2012777C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины, вскрывшей два и более продуктивных пласта. Обеспечивает повышение эффективности ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами. Сущность изобретения: в скважине производят установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера. 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.

Формула изобретения RU 2 354 802 C1

Способ ремонта скважины, включающий установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, отличающийся тем, что 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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2354802C1

SU 1832822 A1, 20.09.2000
RU 2006106719 A, 20.09.2007
СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 1991
  • Цыбин Анатолий Андреевич
  • Ахметов Азат Ахметович
  • Торопынин Владимир Васильевич
  • Шарипов Асхат Миниахметович
  • Гизятов Михаил Яхиевич
RU2053357C1
СПОСОБ РЕМОНТА ОБСАДНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ТРУБ В СКВАЖИНЕ 1995
  • Ремизов В.В.
  • Жиденко Г.Г.
  • Тупысев М.К.
  • Славянский А.А.
  • Басарыгин Ю.М.
  • Савченко В.В.
RU2092673C1
СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ 2001
  • Богданов Ю.М.
  • Игошин А.И.
  • Смирнов В.И.
RU2211300C1
СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА 2004
  • Копытов Григорий Михайлович
  • Копытов Андрей Григорьевич
  • Копытов Александр Григорьевич
RU2278243C2
Способ ремонта колонны труб в скважине 1989
  • Павленко Павел Павлович
  • Кондратьев Дмитрий Венедиктович
  • Куликов Евгений Павлович
SU1818458A1
СПОСОБ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ 1995
  • Корнев Б.П.
  • Никифоров С.Н.
  • Айнетдинов И.А.-К.
  • Мельников О.И.
  • Самарин Ю.А.
  • Талалаев Н.А.
RU2097534C1
US 5494106 A, 27.02.1996.

RU 2 354 802 C1

Авторы

Хисамов Раис Салихович

Нугайбеков Ардинат Галиевич

Шафигуллин Ринат Ильдусович

Исаков Владимир Сергеевич

Исаков Андрей Владимирович

Меркулов Сергей Юрьевич

Даты

2009-05-10Публикация

2008-05-27Подача