Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт Российский патент 2023 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин на ремонт, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях.

Известен способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами и спущенной колонной труб с пакером, включающий прекращение подачи жидкости в пласт из системы поддержания пластового давления (ППД) с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного.

Недостатками известного способа являются значительная продолжительность снижения давления на устье скважины и снижение пластового давления эксплуатационных скважин.

Известен способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами и спущенной колонной труб с пакером, включающий прекращение подачи жидкости в пласт из системы поддержания пластового давления (ППД), опорожнение жидкости из скважины в емкость с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного.

Недостатками известного способа являются значительная продолжительность снижения давления на устье скважины, снижение пластового давления эксплуатационных скважин, и как следствие, снижение дебита эксплуатационных скважин.

Технической задачей заявленного изобретения является исключение снижения пластового давления эксплуатационных скважин путем сохранения повышенного давления на забое нагнетательной скважины.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами, включающем спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления, далее прекращение подачи жидкости в пласт закрытием запорного устройства, опорожнение жидкости из скважины в емкость с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного, согласно техническому решению, через запорное устройство нагнетательной арматуры осуществляется нагнетание в скважину жидкости с повышенной плотностью с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, спуск в скважину перфоратора, выполнение перфорации в нижней части колонны труб выше расположения пакера, извлечение перфоратора, далее открывается запорное устройство колонной головки с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением жидкости из затрубного пространства в емкость.

Перед спуском в скважину перфоратора нагнетательная арматура оснащается лубрикатором.

Предлагаемый способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины со спущенной колонной труб с пакером поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема компоновки и обвязки нагнетательной скважины при нагнетании в скважину жидкости для поддержания пластового давления.

На фиг. 2 – нагнетательная скважина в процессе вытеснения и замены жидкости на утяжеленную жидкость в затрубном пространстве.

Эксплуатационная колонна 1 (фиг.1) нагнетательной скважины оснащена колонной 2 труб, например, насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером 3 в нижней части. В нижней части эксплуатационной колонны 1 выполнены перфорационные отверстия 4. При этом перфорационные отверстия 4, или участок перфорации, расположены ниже установки пакера 3.

Устье скважины оснащено колонной головкой 5 и нагнетательной арматурой 6. Колонна 2 насосно-компрессорных труб подвешена на нагнетательную арматуру 6, которая оснащена, как минимум, двумя запорными устройствами 7 и 8, например, задвижками. Вход задвижки 7 соединен с источником жидкости (на фиг. не указан) для поддержания пластового давления (ППД). Колонная головка 5 оснащена также запорным устройством 9, например, задвижкой, с возможностью сообщения задвижки 9 с затрубным пространством 10.

При нагнетании жидкости в скважину из системы ППД задвижки 8 и 9 закрыты, а задвижка 7 открыта.

Подготовка скважины для глушения и вывода из эксплуатации со спущенной колонной 2 труб с пакером 3 осуществляется следующим образом.

Перед глушением скважины закрывается задвижка 7. К скважине подводится, например, насосный агрегат (на фиг. не показан), оснащенный емкостью 11 и насосом 12. Емкость 12 разделена, например, перегородкой, на две полости 13 и 14. Полость 13 пустая, а полость 14 заполнена утяжеленной жидкостью.

Вход насоса 12 соединен с полостью 14, а выход – с задвижкой 8. Полость 13 установлена с возможностью сообщения с затрубным пространством 10 через задвижку 9.

Открывают задвижку 8 и насосом 12 через колонну 2 НКТ в скважину из полости 14 закачивается утяжеленная жидкость с обеспечением превышения давления на забое (на фиг. не указан), чем в пласте. При этом значительная часть жидкости из системы ППД, находящаяся в колонне 2 НКТ, нагнетается в пласт. Давление на устье скважине контролируется, например, манометром 15, установленным на нагнетательной арматуре 6. Когда давление на устье скважины становится равным или меньше атмосферного, подача утяжеленной жидкости в скважину прекращается.

Далее в колонну 2 НКТ, например, через специализированный лубрикатор (на фиг. не показан), спускается, например, малогабаритный перфоратор КПО-36 (на фиг. не показан) для выполнения перфорационных отверстий 16 (фиг. 2) в нижней части колонны 2 выше пакера 3, например, выше на 10-15 м. Лубрикатор позволяет проводить работы в скважине без снижения в ней давления. После выполнения перфорации малогабаритный перфоратор поднимается наверх. В процессе подъема лубрикатора уровень утяжеленной жидкости в колонне 2 НКТ поддерживаетсявключеникм насоса 12 и открыванием задвижки 8.

Глушение нагнетательной скважины и ее вывод из эксплуатации осуществляется следующим образом.

Открываются задвижки 8 и 9 с одновременным включением в работу насоса 12. Жидкость из системы ППД, находящаяся в затрубном пространстве 10, поступает в полость 13 емкости 11. Подача утяжеленной жидкости в скважину прекращается при условии обеспечения незначительного превышения гидростатического давления жидкости в скважине выше пластового давления.

В результате, после вывода из эксплуатации нагнетательной скважины, исключается снижение давления в пласте эксплуатационных скважин с сохранением дебита добываемой в них нефти. Кроме того, объем отбираемой из скважины жидкости не превышает объем затрубного пространства выше пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях. Технический результат - исключение снижения пластового давления эксплуатационных скважин путем сохранения повышенного давления на забое нагнетательной скважины. Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами включает спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления. Далее прекращение подачи жидкости в пласт закрытием запорного устройства, опорожнение жидкости из скважины в емкость с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного. Через запорное устройство нагнетательной арматуры осуществляют подачу в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового. Спускают в колонну труб перфоратор, выполняют перфорацию в нижней части колонны труб выше расположения пакера. Далее извлекают перфоратор, открывают запорное устройство колонной головки с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением жидкости из затрубного пространства в емкость. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины с колонной головкой и нагнетательной арматурой с запорными устройствами, включающий спуск в скважину колонны труб с пакером, установку пакера выше участка перфорации скважины, соединение колонны труб с нагнетательной арматурой с образованием замкнутого затрубного пространства, подачу в скважину через колонну труб жидкости для поддержания пластового давления, далее прекращение подачи жидкости в пласт закрытием запорного устройства, опорожнение жидкости из скважины в емкость с обеспечением снижения давления на устье скважины ниже атмосферного, отличающийся тем, что через запорное устройство нагнетательной арматуры осуществляют подачу в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, спускают в колонну труб перфоратор, выполняют перфорацию в нижней части колонны труб выше расположения пакера, далее извлекают перфоратор, открывают запорное устройство колонной головки с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением жидкости из затрубного пространства в емкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед спуском в скважину перфоратора нагнетательную арматуру оснащают лубрикатором.