Способ консервации скважин Советский патент 1988 года по МПК E21B33/00 

1 1

Изобретение относится к горной, промьшшенности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для консер вации скважин при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконден сатных месторождений, в том числе с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ в пластовой продукции.

Целью изобретения является повышение эффективности способа, снижение трудоемкости и возможности обес

печения безопасности последующего вы- 15 тельных результатах проверки опускают заглушающий элемент, в ниппель, установленный в интервале между паке- ром 4 и циркуляционным клапаном 6, закрьшают клапан-отсекатель 7,

вода скважины из консервации при наличии осадка в отволе.

На чертеже приведено устройство для консервации скважины, общий вид.

Устройство содержит эксплуатацион- 20 осуществляют (при необходимости) доную обсадную колонну 1, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, устьевую запорную арматуру 3, уплот нительный элемент (пакер) 4 для перекрытия затрубного пространства, телескопический разъединитель прямого действия 5, циркуляционный клапан 6, клапан-отсекатель 7, ниппели 8 и 9 с установленными в них заглушающими элементами.

Ниппель 8 с заглушающими элемен- тами установлен ниже пакера 4, нип- . пель 9 - в интервале между пакером 4 и циркуляционным клапаном 6, например во внутреннем профиле пакера 4 или в нижнем составляющем элементе телескопического разъединителя 5 прямого действия.

Способ осуществляется следующим образом.

По завершению строительства жины в нее спускают колонну НКТ 2 с установленными в ее компановке пакером 4, разъединителем 5, циркуляционным клапаном 6, клапаном-отсекате- лем 7, ниппелями 8 и 9. Устье сква- жины оборудуют устьевой запорной арматурой 3. Производят освоение скважины (освобождение забоя и ствола скважины от фильтрата буровой жидкости) , после чего заполняют ствол скважины жидкостью для консервации (например, раствором ингибитора коррозии в углеводородном растворителе),

С помощью канатной технигСи известным методом устанавливают заглушающий элемент в ниппель 8, установленный ниже пакера 4, проверяют герметичность установленного заглушающе25

лив в скважину жидкости до устья и перекрывают устьевую запорную арматуру 3, Тем сзмым скважина переводится в состояние консервации.

При вью оде скважины из консервации последовательно после контроля отсутствия давления на устье скважи- ны открывают устьевую запорную арматуру 3 (на устье скважины установлен 30 лубрикатор для использования канатной техники), открьшают клапан-отсекатель 7, открывают циркуляционный клапан 6 и циркуляцией жидкости из трубного пространства в межтрубное или наоборот очищают трубное пространство колонны НКТ 2 от механического осадка, накопившегося на заглушающем элементе за период нахождения скважины в консервации. После этого циркуляционный клапан 6 закрьшают и извлекают заглушающий элемент из ниппеля 8. Заглушающий элемент из ниппеля 9, расположенного ниже пакера 4, извле- кается без затруднений,,так как он защищен от механического осадка заглушающим элементом ниппеля 9. После этого жидкость для консервации скважины может быть отдута в амбар либо продавлена в пласт, и скважина готова к эсплуатации.

Для обеспечения возможности использования устройства в условиях возможного образования в колонне НКТ 2 большого количества отложений,размыв которых циркуляцией жидкости через клапан затруднен, один из ниппелей устанавливается во внутреннем профиле пакера 4 либо в нижнем составляющем элементе телескопического

35

40

45

50

55

го элемента путем разгрузки (сброса давления) трубного пространств-а колонны насосно-компрессорных труб при закрытом циркуляционном клапане 6. При удовлетворительных результатах проверки производят распакеровку па- кера 4 путем создания избыточного давления в трубном пространстве колонны насосно-компрессорных труб 2. Проверку герметичности пакера 4 производят путем разгрузки межтрубного пространства при закрытом циркуляционном клапане 6. При удовлетвори5

лив в скважину жидкости до устья и перекрывают устьевую запорную арматуру 3, Тем сзмым скважина переводится в состояние консервации.

При вью оде скважины из консервации последовательно после контроля отсутствия давления на устье скважи- ны открывают устьевую запорную арматуру 3 (на устье скважины установлен 0 лубрикатор для использования канатной техники), открьшают клапан-отсекатель 7, открывают циркуляционный клапан 6 и циркуляцией жидкости из трубного пространства в межтрубное или наоборот очищают трубное пространство колонны НКТ 2 от механического осадка, накопившегося на заглушающем элементе за период нахождения скважины в консервации. После этого циркуляционный клапан 6 закрьшают и извлекают заглушающий элемент из ниппеля 8. Заглушающий элемент из ниппеля 9, расположенного ниже пакера 4, извле- кается без затруднений,,так как он защищен от механического осадка заглушающим элементом ниппеля 9. После этого жидкость для консервации скважины может быть отдута в амбар либо продавлена в пласт, и скважина готова к эсплуатации.

Для обеспечения возможности использования устройства в условиях возможного образования в колонне НКТ 2 большого количества отложений,размыв которых циркуляцией жидкости через клапан затруднен, один из ниппелей устанавливается во внутреннем профиле пакера 4 либо в нижнем составляющем элементе телескопического

5

0

5

0

5

разъема. При таком расположении ниппеля отложения могут быть удалены из колонны НКТ 2 прямой продавкой их насосным агрегатом, для чего предварительно колонну разъединяют соответственно либо у пакера, либо в телескопическом разъеме. Затем последовательно извлекают заглушающие элементы из ниппелей 8 ;.и 9, продавливают жидкость, заглушающую скважину (ингибитор коррозии), в пласт или отводят в амбар, и скважина готова к эксплуатации.

Пример, Производили консервацию скважины, в пластовой продукции которой содержится до 25% сероводорода и до 14%.углекислого газа.

После завершения операции по за- канчиванию скважины (освоение, отдув ка, газоконденсатные и газодинамические исследования) скважины заполняли раствором ингибитора сероводородной коррозии И-25Д в дизтопливе или реагенте Т-80, после чего на устье сква жины устанавливали лубрикатор и с помощью канатной техники опускали заглушающую пробку в ниппель ниже пакера. Снижением давления в трубном , пространстве колонны НКТ 2 проверяли герметичность заглушающей пробки.

Далее с помощью насосного агрегата поднимали давление в трубном пространстве до давления распакеровки пакера, после чего проверяли герметичность пакера снижением давления жидкости в межтрубном пространстве.

После этого устанавливали вторую заглушающую пробку в ниппель между пакером и циркуляционным клапаном. Трубное и затрубное пространство скважины заполняли жидкостью до устья и герметизировали скважину перекрытием коренной задвижки и боковых отводов, после чего демонтировали лубрикатор.

Скважина находилась в консервации 2 мес. Проверки показали отсутствие избыточного давления на устье, что говорит о достаточно надежной герметизации скважины.

При выводе скважины из консервации на устье скважины монтировали лубрикатор, после чего открыли коренную задвижку и с помощью канатной техники открыли циркуляционный клапан. Через боковые отводы при помощи насосных агрегатов осуществляли цир

10

15

2&

25

30

35

40

45

50

55

куляцию жидкости между трубным и за- трубным пространством в течение 50- 60 мин. После этого с помощью канатной техники закрыли циркуляционный клапан и извлекли последовательно заглушающие пробки из посадочных ниппелей.

При расконсервации скважин наблю- .дали образование под нижним заглушающим элементом газовой подушки объемом до 1,5 м, Вследствие того, что расконсервацию скважин проводили при герметизированном устье, наличие газовой подушки не вызвало образования аварийной ситуации.

Проверка подземного оборудования показала, что как вьше пакера, так и ниже заглушающей пробки оно не было подвергнуто коррозионному разрушению,

В процессе расконсервации часть раствора ингибитора проникла в пласт, что дало возможность ввести скважину в эксплуатацию без дополнительной обработки пласта ингибитором коррозии. Избыток ингибитора через,шлейф скважины поступил на входной сепаратор ,1 установки комплексной подготовки газа, где был отведен на утилизацию совместно со сточными водами,

Формула изобретения

1, Способ консервации скважин, включающий спуск в ствол скважины колонны насосно-компрессорных труб, оборудованной уплотнительным элементом и циркуляционным клапаном, заполнение ствола рабочей жидкостью и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что, с целью повьш1ения эффективности способа, снижения трудоемкости и возможности обеспечения безопасности последующего вьшода скважины из консервации при наличии осадка в стволе, после заполнения ствола скважины рабочей жидкостью последовательно перекрьшают трубное пространство ниже уплотнительно- го элемента и межтрубное пространство, а затем осуществляют перекрытие трубного пространства вьш1е уплотяи- тельного элемента, но ниже циркуляционного клапана,

2, Способ по п. 1, о т л и ч а- ю щ и и с я тем, что в качества рабочей жидкости используют ингибитор коррозии.

Изобретение относится к области горной пром-ти и позволяет повысить эффективнрсть способа, снизить трудоемкость и обеспечить безопасность последующего вывода скважины.из консервации при наличии осадка в стволе, В ствол скважины спускают колонну на- сосно-компрессорных труб 2, оборудованную уплотнительным элементом (УЭ) 4 и циркуляционным клапаном (ЦК) 6. Производят освоение скважины и заполнение ее ствола рабочей жидкостью - ингибитором коррозии. При этом последовательно перекрывают трубное пространство ниже УЭ 4 и межтрубное пространство. Затем осуществляют перекрытие трубного пространства выше УЭ 4, но ниже ЦК 6. Герметизируют устье скважины. После расконсервации скважины ЦК 6 открывают и очищают пространство колонны труб 2 от осадка циркуляцией жидкости. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. а ш (Л