СПОСОБ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С НЕГЕРМЕТИЧНОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ Российский патент 2010 года по МПК E21B33/13 

Описание патента на изобретение RU2382171C1

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 (см. авторское свидетельство СССР N 1624127, кл. Е21В 33/13, 1991).

Недостатком известного способа является то, что нефтяную скважину предварительно подвергают осушению газом, что усложняет способ, 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 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 ремонта 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 ремонта 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 ремонт места негереметичности обсадной колонны как внутри, так и в заколонном пространстве обсадной колонны.

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

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин включает: 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, при этом на НКТ устанавливают пакер, резьбовые соединения НКТ в процессе свинчивания при спуске колонны в скважину обрабатывают гидрофобизирующим составом выше места установки пакера, а последний после спуска компоновки скважинного оборудования фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты, которую используют в качестве фиксатора пакера в процессе эксплуатации, причем после фиксации пакера в затрубное пространство закачивают блокирующий состав и заполняют последним затрубное пространство от пакера до уровня выше зоны негерметичности обсадной колонны, затем залавливают блокирующий состав в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной средой (жидкостью или газом) под давлением, превышающим пластовое, после чего выдерживают его под этим давлением в течение периода отвердевания блокирующего состава.

В ходе проведенных испытаний было установлено, что использование при ремонте скважины компоновки НКТ с пакером для изоляции негерметичности обсадной колонны вместо спуска дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра позволяет существенно сократить время и стоимость работ. Например, затраты на изоляцию негерметичности обсадной колонны газоконденсатной скважины Ямбургского месторождения спуском дополнительной обсадной колонны с цементированием ее до устья в сумме составляют 5,315 млн руб. в ценах 2004 года. Соответствующие затраты при реализации предлагаемого способа составляют 0,184 млн руб. Новый положительный эффект от реализации заявляемого способа - снижение затрат в 29 раз на изоляцию негерметичности. Обработка гидрофобизирующим составом резьбовых соединений НКТ выше пакера в процессе свинчивания их при спуске колонны в скважину позволяет существенно повысить герметичность резьбовых соединений, что позволяет снизить количество воды в добываемом продукте.

Закачка блокирующего состава в затрубное пространство после фиксации пакера (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 ремонта газовых и газоконденсатных скважин в момент задавливания блокирующего состава продавочной средой в пространство за обсадной колонной.

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

Способ ремонта 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 пакер 2 и производят спуск пакера 2 в скважину, причем резьбовые соединения НКТ 1 в процессе свинчивания при спуске НКТ 1 в скважину обрабатывают гидрофобизирующим составом выше места установки пакера 2, а последний после спуска компоновки фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты (не показана на чертеже), которую используют в качестве фиксатора пакера 2 в процессе эксплуатации. После фиксации пакера 2 в затрубное пространство НКТ 1 закачивают блокирующий состав и заполняют последним затрубное пространство НКТ 1 от пакера 2 до уровня выше зоны негерметичности обсадной колонны. Затем залавливают блокирующий состав в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной средой (жидкостью или газом) под давлением, превышающим пластовое, после чего 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.

Похожие патенты RU2382171C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2008
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Мазанов Сергей Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
RU2382170C1
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2009
  • Хлебников Вадим Николаевич
  • Зобов Павел Михайлович
  • Андреев Олег Петрович
  • Салихов Зульфар Салихович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Корытников Роман Владимирович
RU2423599C2
СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ ПРОБЛЕМНЫХ УЧАСТКОВ В СКВАЖИНЕ 2014
  • Журавлев Олег Николаевич
  • Нухаев Марат Тохтарович
  • Щелушкин Роман Викторович
RU2555686C1
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ 2005
  • Агамалов Гарислав Борисович
  • Мамонтов Валентин Валентинович
  • Соболев Сергей Федорович
  • Тупысев Михаил Константинович
RU2286438C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2023
  • Минаев Яков Денисович
  • Двойников Михаил Владимирович
RU2813414C1
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОГАЗОПРИТОКОВ С ВОССТАНОВЛЕНИЕМ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН 2013
  • Апасов Гайдар Тимергалеевич
  • Апасов Тимергалей Кабирович
  • Кузяев Эльмир Саттарович
  • Апасов Ренат Тимергалеевич
RU2539047C1
Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений 2022
  • Гасумов Рамиз Алиджавад-Оглы
  • Минченко Юлия Сергеевна
  • Костюков Сергей Владимирович
  • Толпаев Владимир Александрович
RU2788935C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 2010
  • Кряквин Дмитрий Александрович
  • Филиппов Андрей Геннадьевич
  • Дмитрук Владимир Владимирович
  • Харахашьян Григорий Феликсович
  • Рахимов Николай Васильевич
  • Киряков Георгий Александрович
  • Кустышев Денис Александрович
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Чижов Иван Васильевич
  • Хозяинов Владимир Николаевич
  • Федосеев Андрей Петрович
  • Соломахин Александр Владимирович
  • Кривенец Татьяна Владимировна
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
RU2441975C1
Способ обработки призабойной зоны скважины 2019
  • Шилов Сергей Николаевич
RU2708647C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД 2000
  • Вяхирев В.И.
  • Добрынин Н.М.
  • Жбаков В.А.
  • Минликаев В.З.
  • Облеков Г.И.
  • Отт В.И.
  • Сологуб Р.А.
  • Тупысев М.К.
  • Черномырдин А.В.
RU2186935C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 382 171 C1

Реферат патента 2010 года СПОСОБ РЕМОНТА 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 пакера и спуск его в скважину. Пакер фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны. После фиксации пакера в затрубное пространство закачивают блокирующий состав и заполняют последним затрубное пространство от пакера до уровня выше зоны негерметичности обсадной колонны, затем задавливают блокирующий состав в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной средой, после чего выдерживают его под давлением в течении периода необходимого для отвердевания блокирующего состава. В результате достигается повышение качества ремонта скважин и повышение надежности изоляции места негерметичности обсадной колонны, а также снижение времени на проведение работ по ремонту скважины. 1 ил.

Формула изобретения RU 2 382 171 C1

Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной, 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, отличающийся тем, что на НКТ устанавливают пакер, резьбовые соединения НКТ в процессе свинчивания при спуске колонны в скважину обрабатывают гидрофобизирующим составом выше места установки пакера, а последний после спуска компоновки фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны муфты, которую используют в качестве фиксатора пакера в процессе эксплуатации, причем после фиксации пакера в затрубное пространство закачивают блокирующий состав и заполняют последним затрубное пространство от пакера до уровня выше зоны негерметичности обсадной колонны, затем задавливают блокирующий состав в пространство за обсадной колонной и в пласт продавочной средой (жидкостью или газом) под давлением, превышающим пластовое, после чего выдерживают его под этим давлением в течение периода отвердевания блокирующего состава.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2010 года RU2382171C1

АМИРОВ А.Д
и др
Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин
- М.: Недра, 1975, с.191-192, 194, 198, 210, 239, 246-248, 267-268
СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ 1997
  • Богомольный Е.И.
  • Насыров А.М.
  • Гуляев Б.К.
  • Ефремов В.Ф.
  • Малюгин В.М.
  • Просвирин А.А.
RU2101464C1
2000
RU2170333C1
ПАКЕРУЮЩЕЕ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЕ УСТРОЙСТВО 2001
  • Мишин В.И.
  • Буйко К.В.
  • Ледяшов О.А.
  • Штахов Е.Н.
RU2192538C2
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2002
  • Крюков П.И.
  • Лагутин П.В.
  • Фарафонов А.С.
  • Джабраилов А.В.
  • Разницин В.В.
RU2236560C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ 2004
  • Хисметов Т.В.
  • Гилаев Г.Г.
  • Джалалов К.Э.
  • Хасаев Рагим Ариф Оглы
RU2254443C1
Способ гидролиза древесины и других целлюлозосодержащих материалов 1935
  • Демидчук Л.М.
  • Одинцов Л.Н.
  • Центральный Научно-Исследовательский Лесохимический Институт
SU47956A1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ 2006
  • Крючков Владимир Иванович
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Исмагилов Фанзат Завдатович
  • Правдюк Анатолий Николаевич
  • Маркелов Александр Леонидович
  • Харланов Анатолий Филиппович
  • Гордеев Вячеслав Иванович
  • Крючков Руслан Владимирович
  • Губеева Галлия Исхаковна
  • Зотов Александр Максимович
RU2325507C2
US 5623993 А, 29.04.1997.

RU 2 382 171 C1

Авторы

Салихов Зульфар Салихович

Зинченко Игорь Александрович

Мазанов Сергей Владимирович

Кирсанов Сергей Александрович

Даты

2010-02-20Публикация

2008-08-04Подача