Способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт Российский патент 2025 года по МПК E21B43/12 E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях.

Известен способ глушения добывающей скважины (патент RU №2754552, МПК E21B 43/12, E21B 43/22, опубл. 03.09.2021 Бюл. №25), включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, причем не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:

где ρ_ж.г. - плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл . - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объем задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла, в первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины, причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м³ в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом.

Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления в скважинах без пакера(ов) отсекающего(их) сверху вскрытый интервал пласта(ов), что применяется, например, на практике месторождений Республики Татарстан (РТ) не более 8% вскрытого фонда скважин, сложность реализации из-за необходимости точного расчета плотности закачиваемой задавочной жидкости и ее объема, а также необходимость долива задавояной жидкости при подъеме эксплуатационной подвески, что требует постоянного контроля и нахождения нагнетательного оборудования (устьевых насосов) при подъеме этой подвески.

Известен также способ для глушения скважин, включающий закачку жидкости глушения (патент RU №2764406, МПК E21B 43/12, E21B 43/16, E21B 43/22, опубл. 17.01.2022 Бюл. №2), закрытие скважины на технологическую выдержку, причем на устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный, спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину эксплуатационной колонны - ЭК скважины, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины в заданном интервале, опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК, производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ, далее производят спуск в ЭК скважины воронки с эксплуатационными НКТ, а затем спуск насоса на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой, скважину запускают в работу, далее производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкости глушения плотностью

где ρ_ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Р_пл. - пластовое давление, МПа;

Н_кр. - глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

и объемом

где d_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_кр. - глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,

при этом технологическая выдержка равна

T=H/V,

где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;

V - скорость замещения жидкостей, м/с.

Недостатками данного способа являются узкая область применения - только для для добывающих скважин со штанговым насосом, наличие посадочного инструмента требует дополнительную спускоподъемную операцию, что увеличивает продолжительность ремонта, кроме того, наличие остатков скважинной жидкости под пакером влечет риски нефтегазоводопроявления (НГВП) после срыва пакера для проведения ремонта или полного глушения скважины и сложность реализации из-за необходимости точного расчета плотности закачиваемой задавочной жидкости и ее объема,.

Наиболее близким по технической сущности является способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины (патент RU №2806988, МПК E21B 43/12, опубл. 08.11.2023 Бюл. №31) 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, причем 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.

Недостатками данного способа является высокая аварийность и длительность операции из-за применения перфоратора, а также наличие остатков скважинной жидкости в межтрубном пространстве между низом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером, что приводит к увеличению продолжительности процесса глушения или в отдельных случаях к аварийным ситуациям с НГВП из-за неполной замены скважинной жидкости на жидкость глушения.

Техническим результатом является создание способа глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, позволяющего снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по перфорированию НКТ и замещению остатков скважинной жидкости в межтрубном пространстве между низом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером на жидкость глушения.

Техническим решением является способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, 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, опорожнение жидкости из скважины с обеспечением снижения давления на устье скважины, закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, вскрытие в нижней части колонны труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением скважинной жидкости из затрубного пространства - снаружи колонны труб.

Новым является также то, что перед спуском колонну труб выше и ниже пакера оснащают как минимум тремя сбивными клапанами, разнесенными по высоте и размещенными равномерно по периметру в проекции сверху, а снизу - конусным отклонителем, расширяющимся сверху вниз, вскрытие колонны труб перед закачкой утяжеленной жидкости производят сверху и снизу пакера сбросом с устья груза, разрушающего сбивные клапана для сообщения пространства внутри колонны труб и затрубного пространства, закачку утяжеленной жидкости, причем опорожнение скважинной жидкости из затрубного пространства осуществляют после вскрытия колонны труб с последующей временной выдержкой для замещения скважинной жидкости под пакером через отверстия сбивных клапанов на утяжеленную жидкость за счет гравитационного отстоя, после чего осуществляют закачку в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового с последующим извлечением колонны труб.

Новым является также то, что часть сбивных клапанов, расположенную внутри колонны труб, изготавливают из коррозионностойкой керамики.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа в продольном разрезе.

На фиг. 2 изображен разрез А-А фиг. 1.

Способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины 1 (фиг. 1) на ремонт включает в себя спуск в скважину 1 колонны труб 2 (например, НКТ) с пакером 3. Причем перед спуском колонну труб 2 и выше, и ниже пакера 3 оснащают как минимум тремя сбивными клапанами 4, разнесенными по высоте h и размещенными равномерно по периметру в проекции сверху (фиг. 2), а снизу - конусным отклонителем 5 (фиг. 1), расширяющимся сверху вниз для отклонения в сторону сбрасываемого с устья (не показано) скважины 1 груза (не показан), тем самым исключая жесткий удар о дно колонны труб 2. Сбивные клапаны 4 фиксируются в колонне труб 2 при помощи резьбы, сварки, клея или т.п. (не показано, автор на это не претендует, так как это известно из открытых источников). При длительной установке (на 6 мес. и более) колонны труб 2 и сбивных клапанов 4 в скважине 1, например, для закачки жилкости в пласт 6 через участок перфорации 7 скважины 1, рекомендуется оснащать колонну труб 2 выше конусного отклонителя 5, но ниже нижнего сбивного клапана 4 фильтром 8 (автор на это не претендует) для пропуска жидкости для поддержания пластового давления изнутри наружу с очисткой от механических примесей, а часть сбивных клапанов 4, расположенную внутри колонны труб 2, изготавливать из коррозионностойкой керамики (полученной путем формования и последующего обжига неорганического неметаллического материала, такого как глина, при высокой температуре, например, фарфор, кирпич или т.п.) для исключения их несанкционированного их вскрытия из-за коррозии металла. После спуска колонны труб 2 в скважину производят установку пакера 3 выше участка перфорации 7 скважины 1, соединение колонны труб 2 с нагнетательной арматурой (не показано) с образованием замкнутого затрубного пространства 9 (снаружи колонны труб 2). После установки пакера 3 осуществляют подачу в скважину 1 через колонну труб 2, фильтр 8 и участок перфорации 7 жидкости для поддержания давления в пласте 6. Далее для глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины 1 на ремонт прекращают подачу жидкости в пласт 6, опорожнение жидкости из скважины 1 открытием нагнетательной арматуры на устье с обеспечением снижения давления на устье скважины 1. Осуществляют вскрытие колонны труб 2 перед закачкой утяжеленной жидкости сверху и снизу пакера 3 сбросом с устья груза, разрушающего сбивные клапана 4 для сообщения пространства внутри колонны труб 2 и затрубного пространства 9. При этом как показала практика размещение сбивных клапанов 4 с разнесением по высоте h и размещением равномерно по периметру в проекции сверху (фиг. 2) обеспечивает разрушение грузом как минимум по два сбивных клапана 4 сверху и снизу пакера 3 (фиг. 1) для обеспечения более интенсивного замещения жидкостей с различной плотностью (гравитационного отстоя) из-за перепада по высоте как минимум h выше и ниже пакера 3 (аналогично работе дозаторов, защищенных ав.св. SU №649832, патентом на ПМ RU №15359 и т.п.). После чего производят закачку в скважину 1 утяжеленной жидкости, имеющую плотность большую плотности скважинной жидкости в колонну труб 2 и затрубное пространство 9 (для вытеснения скважинной жидкости), с обеспечением давления на забое скважины 1 выше пластового и с последующей временной выдержкой для замещения скважинной жидкости в затрубном пространстве 9 непосредственно под пакером 3 через отверстия 10 (фиг. 2) сбивных клапанов 4 на утяжеленную жидкость за счет гравитационного отстоя. Временную выдержку опредяют технологи, исходя из разности плотностей скважинной жидкости и утяжеленной жидкости и минимального расстояния h между сбивными клапанами 4 расчетным путем или стендовыми испытаниями (автор на это не претендует). После чего осуществляют закачку в скважину 1 (фиг. 1) по колонне труб 6 утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины 1 выше пластового с последующим извлечением колонны труб 2, обеспечивая легкий срыв пакера 3 и исключая излив жидкости из скважины 1 за счет давления пласта 6.

Предлагаемый способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по вскрытию колонны труб и замещению остатков скважинной жидкости в затрубном пространстве между низом колонны труб и под пакером на жидкость глушения (утяжеленную жидкость).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении и выводе из эксплуатации нагнетательных скважин, а также опорожнении колонны подъемных труб при аварийных ситуациях. Способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт 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, опорожнение жидкости из скважины с обеспечением снижения давления на устье скважины, закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, вскрытие в нижней части колонны труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением скважинной жидкости из затрубного пространства - снаружи колонны труб. Перед спуском колонну труб выше и ниже пакера оснащают как минимум тремя сбивными клапанами, разнесенными по высоте и размещенными равномерно по периметру в проекции сверху, а снизу - конусным отклонителем, расширяющимся сверху вниз. Вскрытие колонны труб перед закачкой утяжеленной жидкости производят сверху и снизу пакера сбросом с устья груза, разрушающего сбивные клапаны для сообщения пространства внутри колонны труб и затрубного пространства, закачку утяжеленной жидкости, причем опорожнение скважинной жидкости из затрубного пространства осуществляют после вскрытия колонны труб с последующей временной выдержкой для замещения скважинной жидкости под пакером через отверстия сбивных клапанов на утяжеленную жидкость за счет гравитационного отстоя, после чего осуществляют закачку в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового с последующим извлечением колонны труб. Предлагаемый способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций за счет исключения применения операций по вскрытию колонны труб и замещению остатков скважинной жидкости в затрубном пространстве между низом колонны труб и под пакером на жидкость глушения - утяжеленную жидкость. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ глушения и/или вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт, 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, опорожнение жидкости из скважины с обеспечением снижения давления на устье скважины, закачку в скважину утяжеленной жидкости, имеющей плотность, большую плотности скважинной жидкости, с обеспечением давления на забое скважины выше пластового, вскрытие в нижней части колонны труб выше пакера с последующей подачей утяжеленной жидкости в скважину с опорожнением скважинной жидкости из затрубного пространства – снаружи колонны труб, отличающийся тем, что перед спуском колонну труб выше и ниже пакера оснащают как минимум тремя сбивными клапанами, разнесенными по высоте и размещенными равномерно по периметру в проекции сверху, а снизу – конусным отклонителем, расширяющимся сверху вниз, вскрытие колонны труб перед закачкой утяжеленной жидкости производят сверху и снизу пакера сбросом с устья груза, разрушающего сбивные клапаны для сообщения пространства внутри колонны труб и затрубного пространства, закачку утяжеленной жидкости, причем опорожнение скважинной жидкости из затрубного пространства осуществляют после вскрытия колонны труб с последующей временной выдержкой для замещения скважинной жидкости под пакером через отверстия сбивных клапанов на утяжеленную жидкость за счет гравитационного отстоя, после чего осуществляют закачку в скважину утяжеленной жидкости с обеспечением давления на забое скважины выше пластового с последующим извлечением колонны труб.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что часть сбивных клапанов, расположенную внутри колонны труб, изготавливают из коррозионно-стойкой керамики.