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.

 

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.

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.