СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2010 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 изоляции зоны флюидопроявления в скважине путем ликвидации негерметичности обсадной колонны и перетоков за ней с помощью твердеющих материалов, например смол (см., например, «Инструкцию по технологии ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в бурящихся и добывающих скважинах с помощью алкилрезорциновой и эпоксифенольной смолы (АЭФС), РД 39-2-247-79, Москва, ВНИИБТ, 1979, с.10-19).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная потерей изоляционных свойств применяемого материала по причине его старения, высокая стоимость применяемого материала, а также необходимость соблюдения повышенных мер безопасности.

Известен способ изоляции негерметичности 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 затвердевания цемента (см. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с.130).

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

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции негерметичности обсадной колонны газовых и газоконденсатных скважин, включающий: глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны, изоляцию негерметичного участка обсадной колонны, спуск в скважину НКТ со скважинным оборудованием и перевод скважины в режим эксплуатации (см. патент RU №2071545, кл. Е21В 33/12, 10.01.1997).

Однако данный способ изоляции не позволяет герметизировать заколонное пространство обсадной колонны, что может привести к утечке газа в заколонное пространство, что создает опасность газопроявлений на устье скважины или приводит к потере запасов при поглощении газа вышележащим продуктивным горизонтом, имеющим меньшее пластовое давление. Через интервал негерметичности может происходить приток пластовой воды, интенсивность которого бывает столь велика, что приводит к остановке скважины.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является изоляция места негереметичности обсадной колонны, как внутри, так и в заколонном пространстве обсадной колонны.

Технический результат заключается в повышении качества и надежности изоляции места негерметичности обсадной колонны и снижении времени на проведение работ по введению скважины в эксплуатацию.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ изоляции негерметичности обсадной колонны газовых и газоконденсатных скважин, включающий глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны, установку на НКТ двух пакеров на расстоянии, превышающем по протяженности интервал негерметичности обсадной колонны с изоляцией пакерами негерметичного участка обсадной колонны, спуск в скважину НКТ со скважинным оборудованием и перевод скважины в режим эксплуатации, при этом между пакерами устанавливают муфту цементировочную проходную, резьбовые соединения НКТ в процессе свинчивания при спуске колонны в скважину обрабатывают герметизирующим составом выше места установки пакеров, после спуска указанной компоновки верхний пакер фиксируют на уровне выше выявленного интервала негерметичности обсадной колонны, а нижний пакер фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты, которую используют в качестве фиксатора нижнего пакера в процессе эксплуатации, и затем через муфту цементировочную проходную, производят закачку в затрубное пространство между пакерами блокирующего состава, который затем залавливают в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной жидкостью под давлением, превышающим пластовое, и выдерживают его под этим давлением в течение периода отвердевания блокирующего состава.

В ходе проведенных испытаний было установлено, что установка двух пакеров на НКТ на расстоянии, превышающем по протяженности интервал негерметичности, и фиксация верхнего пакера на уровне выше выявленного интервала негерметичности обсадной колонны после спуска компоновки скважинного оборудования, и фиксация нижнего пакера на уровне, ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты, которую используют в качестве фиксатора пакера, препятствующего его смещению вверх при создании под пакером зоны аномально высокого давления при проведении гидравлического разрыва пласта позволяет полностью изолировать интервал негерметичности и исключает влияние интервала негерметичности обсадной колонны на режим эксплуатации скважины.

Установка муфты цементировочной проходной между двумя пакерами, смонтированными на расстоянии, превышающем по протяженности интервал негерметичности, позволяет не только изолировать интервал негерметичности, но и предотвратить перетоки пластовых флюидов в заколонном пространстве в интервале негерметичности. Указанные муфты используют в составе компоновки НКТ для закачки блокирующего состава в затрубное межпакерное пространство с последующей продавкой в интервал негерметичности. Пакеры и муфту, цементировочную проходную, выбирают из условия - диаметры пробок, при помощи которых производится открытие и закрытие цементировочных отверстий муфты, должны быть меньше проходного сечения пакеров.

Закачка блокирующего состава в затрубное пространство после фиксации пакеров (в качестве блокирующих материалов используются, например, фильтрующие полимерные составы, образующие в предельном состоянии газонепроницаемую малопластичную структуру или гель), заполняющего затрубное пространство от пакера до уровня выше зоны негерметичности обсадной колонны и задавливание его в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной средой (жидкость или газ) под давлением, превышающим пластовое, выдерживание его в течение периода реагирования блокирующего состава позволяет исключить поступление в ствол скважины жидкости из интервала негерметичности и скопление ее над пакером.

На чертеже схематически представлен общий вид устройства для проведения изоляции негерметичности обсадной колонны газовых и газоконденсатных скважин.

Устройство содержит спускаемую в скважину в зоне негерметичности обсадной колонны НКТ 1 с установленными на ней пакерами 2.

Способ изоляции газовых и газоконденсатных скважин реализуют следующим образом.

Вначале проводят глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием и обследование обсадной колонны. В результате обследования определяют интервал негерметичности обсадной колонны. Далее на НКТ 1 устанавливают два пакера 2 на расстоянии, превышающем по протяженности интервал негерметичности обсадной колонны, между пакерами устанавливают муфту цементировочную проходную 3 и производят спуск собранной компоновки с муфтой цементировочной проходной 3 и пакерами 2 в скважину, причем резьбовые соединения НКТ 1 в процессе свинчивания при спуске НКТ 1 в скважину обрабатывают герметизирующим составом выше места установки пакеров 2. После спуска указанной компоновки верхний пакер 2 фиксируют на уровне выше выявленного интервала негерметичности обсадной колонны, а нижний пакер 2 фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты (не показана), которую используют в качестве фиксатора нижнего пакера 2 в процессе эксплуатации, и затем через муфту цементировочную проходную 3 проводят закачку в затрубное пространство между пакерами 2 блокирующего состава, который затем залавливают в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной жидкостью под давлением, превышающим пластовое, и выдерживают его под этим давлением в течение периода отвердевания блокирующего состава. После этого скважину переводят в режим эксплуатации.

Изобретение может быть использовано в газовой промышленности при проведении работ по освоению и ремонту газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн. При осуществлении способа производят глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны, установку на НКТ двух пакеров, между которыми устанавливают муфту цементировочную проходную. После спуска указанной компоновки верхний пакер фиксируют на уровне выше выявленного интервала негерметичности обсадной колонны, а нижний пакер фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и затем через муфту цементировочную проходную, производят закачку в затрубное пространство между пакерами блокирующего состава, который затем задавливают в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной жидкостью. Блокирующий состав выдерживают под давлением в течение периода отвердевания и переводят скважину в режим эксплуатации. Повышает качество и надежность изоляции места негерметичности обсадной колонны и позволяет снизить время на проведение работ по введению скважины в режим эксплуатации. 1 ил.

Способ изоляции негерметичности обсадной колонны газовых и газоконденсатных скважин, включающий глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны, установку на НКТ двух пакеров на расстоянии, превышающем по протяженности интервал негерметичности обсадной колонны с изоляцией пакерами негерметичного участка обсадной колонны, спуск в скважину НКТ со скважинным оборудованием и перевод скважины в режим эксплуатации, отличающийся тем, что между пакерами устанавливают муфту цементировочную проходную, резьбовые соединения НКТ в процессе свинчивания при спуске колонны в скважину обрабатывают герметизирующим составом выше места установки пакеров, после спуска указанной компоновки верхний пакер фиксируют на уровне выше выявленного интервала негерметичности обсадной колонны, а нижний пакер фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты, которую используют в качестве фиксатора нижнего пакера в процессе эксплуатации, и затем через муфту цементировочную проходную, производят закачку в затрубное пространство между пакерами блокирующего состава, который затем задавливают в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной жидкостью под давлением превышающим пластовое, и выдерживают его под этим давлением в течение периода отвердевания блокирующего состава.