Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для ликвидации негерметичности обсадных колонн скважин. Техническим результатом является повышение надежности изоляции утечек и обеспечение возможности ремонта места негерметичности обсадной колонны. Способ включает глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб - НКТ - со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны с выявлением интервала негерметичности, установку на НКТ пакера, спуск в скважину НКТ со скважинным оборудованием, закачку блокирующего состава под давлением и введение скважины в рабочий режим. В качестве блокирующего состава используют гидрофобизирующую или гидрофобную жидкость, не меняющую своего агрегатного состояния в условиях эксплуатации. Пакер размещают на уровне ниже интервала негерметичности обсадной колонны, а блокирующий состав подают в пространство над пакером между обсадной колонной и НКТ при постоянном давлении. Прекращают подачу при повышении давления сопротивления подаче выше допустимого. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине путем ликвидации негерметичности обсадной колонны и перетоков за ней с помощью твердеющих материалов, например смол («Инструкция по технологии ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в бурящихся и добывающих скважинах с помощью алкилрезорциновой и эпоксифенольной смолы (АЭФС), РД 39-2-247-79, Москва, ВНИИБТ, 1979, с. 10-19).

Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная быстрой потерей изоляционных свойств применяемого материала, высокая стоимость применяемого материала, а также необходимость соблюдения повышенных мер безопасности.

Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ в 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 (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.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, приподъем колонны насосно-компрессорных труб и выдержку до достижения материалом необходимых свойств. Расчетный объем вязкоупругого состава закачивают в скважину через колонну насосно-компрессорных труб и располагают его в интервале ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны, а приподъем колонны насосно-компрессорных труб производят до расположения ее нижнего открытого конца на уровне негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора и выше верхней границы цементного раствора - после закачки, при этом перед закачкой цементного раствора делают технологическую выдержку, а расчетное количество продавочной жидкости выбирают равным 1,5-кратному объему части колонны насосно-компрессорных труб, находившейся в цементном растворе (патент РФ №2121559, 1998 г.).

Известный способ не обеспечивает получение прочного герметичного материала в области проведения ремонтных работ и, как следствие, не обеспечивает нужной степени герметизации.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны, выявление интервала негерметичности обсадной колонны, установку на НКТ пакера, спуск в скважину соединенных с помощью муфт НКТ со скважинным оборудованием, закачку отверждаемого блокирующего состава в скважину под давлением и введение скважины в рабочий режим (патент РФ №2170333, 2001 г.).

Однако указанный способ обладает рядом существенных недостатков. Закачка отверждаемого блокирующего состава не позволяет в дальнейшем снять пакер и поднять НКТ, что значительно ограничивает возможности проведения в дальнейшем работ на скважине, например, по промывке забоя, устранения нижележащих негерметичностей, операций по интенсификации работы. Кроме того, отвердевший состав недостаточно надежно герметизирует протечки и неплотности, возникают напряжения в герметизирующих пробках и оборудовании, которые могут приводить к появлению трещин и дальнейшим нарушениям герметичности.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение надежности изоляции утечек и обеспечение возможности ремонта места негерметичности обсадной колонны, как внутри, так и в заколонном пространстве обсадной колонны.

Технический результат заключается в повышении степени герметизации дефектной зоны обсадной колонны без утери свойств ремонтопригодности, эксплуатационной надежности и снижении времени на проведение работ по введению скважины в эксплуатацию в условиях Крайнего Севера.

Указанный технический результат достигается тем, что в качестве блокирующего состава используют гидрофобизирующую или гидрофобную жидкость, не меняющую своего агрегатного состояния в условиях эксплуатации, при этом пакер размещают на уровне ниже интервала негерметичности обсадной колонны, а блокирующий состав подают в надпакерное пространство между обсадной колонной и НКТ при постоянном давлении, причем прекращают подачу при повышении давления сопротивления подаче выше допустимой.

В качестве низкозамерзающей гидрофобной жидкости используют стабилизированный газовый конденсат, дегазированную маловязкую нефть (вязкостью менее 100 мПа·с), отработанные машинное, трансформаторное или турбинное масло или их смеси, а в качестве гидрофобизующей жидкости используют растворы гидрофобизаторов в гидрофобной жидкости, выбранные из группы: Нефтенол АБР, топочный мазут, дегазированная высоковязкая (вязкость более 100 мПа·с) нефть, окисленная нефть.

Указанные отличительные признаки существенны. В ходе проведенных испытаний было установлено, что размещение пакера на НКТ ниже, чем интервал нарушения обсадной колонны, и заполнение надпакерного пространства между обсадной трубой и НКТ выше уровня негерметичности позволяет полностью изолировать интервал негерметичности и исключает влияние интервала негерметичности обсадной колонны на режим эксплуатации скважины.

Закачка низкозамерзающей гидрофобизующей или гидрофобной жидкости в межтрубное пространство после фиксации пакера предотвращает поступление воды в надпакерное пространство из негерметичности обсадной колонны за счет создания гидрофобного барьера на пути ее движения. Подача жидкости при постоянном давлении обеспечивает проникновение герметизирующего состава во все трещины и полости, в том числе и в заколонные пустоты. Повышение давления сопротивления закачке говорит о достаточном заполнении и дает сигнал прекращения подачи, с тем чтобы также предупредить рост нагрузки на оборудование и пакер. За счет того, что герметизирующая пробка постоянно находится в жидком состоянии, сохраняются свойства ремонтопригодности, снижаются риски появления новых трещин, а возможному возникновению новых пустот или негерметичностей препятствует перетекание в них гидрофобной жидкости.

В отличие от прототипа в заявляемом способе не применяются отверждаемые блокирующие составы. При необходимости подземное оборудование, НКТ и пакер могут быть с минимальными усилиями извлечены из скважины и проведены необходимые работы, например по установке цементного моста, отсекающего обводненный пласт, промыв забоя от песка, операции по интенсификации работы скважины.

В отличие от обычно применяемых отверждаемых блокирующих составов на водной основе (цементных, тампонажных и гелеобразующих полимерных составов, отверждаемых смол, осадко- и гелеобразующих составов на основе жидкого стекла и т.д.) применение низкозамерзающей гидрофобизующей или гидрофобной жидкости возможно при низких отрицательных температурах без специальных технологических мер.

Применение заявляемого способа позволит значительно сократить время ремонта и затраты на его осуществление, повысить производительность работ.

Способ реализуют следующим образом.

Вначале проводят глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием и обследование обсадной колонны. В результате обследования выявляют интервал негерметичности обсадной колонны. Далее на НКТ устанавливают пакер ниже интервала нарушения герметичности обсадной колонны. При спуске свинченных с помощью соединительных муфт НКТ со скважинным оборудованием в скважину резьбовые соединения НКТ выше места установки пакера покрывают герметизирующим составом. После спуска указанной компоновки пакер фиксируют на уровне ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны соединительной муфты. Закачку блокирующего состава проводят в пространство над пакером между обсадной колонной и НКТ. Причем в качестве блокирующего состава используют низкозамерзающую гидрофобизирующую или гидрофобную жидкость, не меняющих своего агрегатного состояния в интервале температур от поверхностной до пластовой в интервале негерметичности. Закачку ведут при постоянном давлении до уровня выше интервала негерметичности. Прекращают подачу при повышении давления сопротивления закачке выше допустимого давления подачи.

В качестве низкозамерзающей гидрофобной жидкости используют стабилизированный газовый конденсат, дегазированную маловязкую нефть (вязкостью менее 100 мПа·с), отработанные машинное, трансформаторное или турбинное масло или их смеси, а в качестве гидрофобизующей жидкости используют растворы гидрофобизаторов в гидрофобной жидкости, выбранные из группы: Нефтенол АБР, топочный мазут, дегазированная высоковязкая (вязкость более 100 мПа·с) нефть, окисленная нефть.

Примеры реализации способа

Пример 1

После подъема на поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным оборудованием проводят обследование обсадной колонны. В результате обследования выявляют интервал негерметичности обсадной колонны. Ниже интервала нарушения герметичности обсадной колонны на НКТ устанавливают пакер. Резьбовые соединения НКТ выше места установки пакера покрывают герметизирующим составом. Затем всю компоновку спускают в скважину, при этом пакер фиксируют ниже выявленного интервала негерметичности обсадной колонны и ниже ближайшей к зоне негерметичности обсадной колонны соединительной муфты. В пространство над пакером между обсадной колонной и НКТ закачивают стабилизированный газовый конденсат плотностью 720 кг/м³. Причем закачку ведут до уровня выше интервала негерметичности. Прекращают подачу при повышении давления сопротивления закачке выше допустимого давления подачи, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 2

Подготовку НКТ перед закачкой блокирующего состава проводят как в примере 1. В качестве блокирующего состава используют дегазированную маловязкую нефть вязкостью 62 мПа·с. Прекращают подачу при повышении давления до уровня, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 3

Подготовительные операции перед закачкой блокирующего состава осуществляют как в примере 1. В качестве блокирующего состава используют отработанное машинное масло вязкостью 150 мПа·с. Прекращают подачу при повышении давления до уровня, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 4

Способ реализуют как в примере 1, но в качестве блокирующего состава применяют отработанное трансформаторное масло вязкостью 112 мПа·с. Прекращают подачу при повышении давления до уровня, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 5

Реализацию способа осуществляют по примеру 1. В качестве блокирующего состава применяют отработанное турбинное масло вязкостью 86 мПа·с. Прекращают подачу при повышении давления до уровня, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 6

Способ осуществляют по примеру 1, но в скважину закачивают смесь отработанных машинного, трансформаторного и турбинного масел, взятых в равных пропорциях. Смесь имеет вязкость 97 мПа·с. Прекращают подачу при повышении давления до уровня, определяемого прочностными характеристиками обсадной колонны.

Пример 7

Способ осуществляют по примеру 1. В качестве блокирующего состава используют раствор Нефтенола АБР в газовом конденсате. Раствор готовят смешиванием указанных ингредиентов в пропорции 1:20.

Пример 8

Способ реализуют по примеру 1. В качестве блокирующего состава используют раствор топочного мазута в отработанном трансформаторном масле при соотношении ингредиентов 1:10.

Пример 9

Способ осуществляют по примеру 1. В качестве блокирующего состава используют раствор дегазированной высоковязкой нефти вязкостью 120 мПа·с в отработанном турбинном масле при соотношении ингредиентов 1:20.

Пример 10

Способ осуществляют как в примере 1, но в качестве блокирующего состава используют раствор окисленной нефти вязкостью 355 мПа·с в дегазированной маловязкой нефти вязкостью 26 мПа·с при соотношении составляющих 1:20.

Предлагаемый способ обладает высокой надежностью, так как гарантирует изоляцию и ремонт места негерметичности обсадной колонны, как внутри, так и в заколонном пространстве обсадной колонны, за счет проникновения гидрофобной жидкости через негерметичность обсадной колонны. Это также значительно облегчает и ускоряет работы в условиях Крайнего Севера, снижает время на проведение работ по введению скважины в эксплуатацию.

1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий глушение скважины, подъем на поверхность насосно-компрессорных труб - НКТ со скважинным оборудованием, обследование обсадной колонны с выявлением интервала негерметичности, установку на НКТ пакера, спуск в скважину НКТ со скважинным оборудованием, закачку блокирующего состава под давлением и введение скважины в рабочий режим, отличающийся тем, что в качестве блокирующего состава используют гидрофобизирующую или гидрофобную жидкость, не меняющую своего агрегатного состояния в условиях эксплуатации, при этом пакер размещают на уровне ниже интервала негерметичности обсадной колонны, а блокирующий состав подают в пространство над пакером между обсадной колонной и НКТ при постоянном давлении, причем прекращают подачу при повышении давления сопротивления подаче выше допустимого.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобной жидкости используют низкозамерзающую - стабилизированный газовый конденсат, дегазированную маловязкую нефть с вязкостью менее 100 мПа·с, отработанные машинное, трансформаторное или турбинное масло или их смеси, а в качестве гидрофобизующей жидкости используют растворы гидрофобизаторов в гидрофобной жидкости, выбранные из группы: Нефтенол АБР, топочный мазут, дегазированная высоковязкая нефть с вязкостью более 100 мПа·с, окисленная нефть.