Способ устранения проблемных участков в скважине

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин. Способ включает изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них. Предварительно определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство. В состав устройства входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, элементы второго заканчивания и подвеска. Изолирующие элементы и подвеска содержат средства уплотнения, изолирующие по внутренней поверхности скважинной колонны. Изобретение обеспечивает повышение эффективности ликвидации проблемных участков при одновременном уменьшении временных затрат. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин.

В рамках данной заявки будет использован термин «проблемный участок». Он означает любой участок или объект в скважине, который мешает ее нормальной эксплуатации. В качестве проблемного участка может выступать зона поступления в скважину воды или природного газа, дефектный участок труб в скважине и т.д.

Также в рамках данной заявки будет использован термин «второе заканчивание». В рамках данной заявки он означает (Соловьев Е.М. Заканчивание скважин: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1979. Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др. - М.: Недра, 1997-1998, Т. 1-5) спуск компоновки из труб, возможно фильтров (через них течет жидкость) или последующей перфорации, пакеров (изолирующие элементы) и подвески (крепежное приспособление (якорь) для того, чтобы вся конструкция фиксировалась в указанном месте).

Известен (патент RU 2382171, опубл. в 2010 г.) 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. 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 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.

Недостатком известного способа следует признать невозможность вернуть данный участок к работе в случае изменения условий в призабойной зоне скважины.

Также известен (патент RU 2446270, опубл. в 2010 г.) способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт кремнийсодержащего вещества, причем закачивают смесь кремнийсодержащего вещества с карбамидоформальдегидным концентратом или продуктами на его основе.

Недостатком этого способа следует признать возможность заблокировать как водоносные зоны, так и зоны, имеющие хороший дебит по нефти. Это может принести к общему снижению добычи нефти из скважины.

Известен также (патент RU 2456431, опубл. в 2010 г.) способ изоляции водопритока. При реализации известного способа из раствора микродура с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением 0,8-0,9 устанавливают технологический экран в терригенном пласте на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта.

Недостатком известного способа следует признать недолговременный эффект, который напрямую зависит от точности определения положения контакта нефть-вода. К тому же, в случае горизонтальных скважин не удается установить технологический экран по всей длине ствола.

Известен (патент RU 2092673, опубл. в 1997 г.) способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине, включающий определение суммарной величины деформации пластов, вскрытых скважиной, создание полости под нижним торцом обсадной эксплуатационной колонны глубиной, равной суммарной величине деформации пластов, и приложение к обсадной эксплуатационной колонне осевой нагрузки, причем дополнительно выявляют интервалы заколонных перетоков пластовых флюидов, перфорируют обсадную эксплуатационную колонну в этих интервалах и производят закачку через перфорационные отверстия в заколонное пространство тампонирующего материала с одновременным приложением к колонне знакопеременных осевых нагрузок.

Недостатком известного способа следует признать достаточно высокую стоимость ремонтных работ и высокую временную затратность данного способа при его достаточно низкой эффективности. Более того, данная методика не всегда срабатывает в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах.

Данное решение использовано в качестве ближайшего аналога.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств и приемов эксплуатации скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении эффективности ликвидации проблемных участков при одновременном уменьшении временных затрат.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ устранения проблемных участков в скважине, включающий изолирование отдельных участков скважины и контроля притока из них, причем предварительно определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, частично перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство, в состав которого входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, между указанными изолирующими элементами расположены элементы второго заканчивания и подвеска, установленная над элементами второго заканчивания, причем изолирующий элемент и подвеска содержат средство уплотнения, изолирующие движение скважинного флюида (или его составляющих) по внутренней поверхности скважинной колонны. Предпочтительно, но не исключительно, элементами второго заканчивания могут быть подвеска, изолирующий элемент (пакер), труба, центратор, фильтр скважинный с фильтроэлементом, фильтр скважинный без фильтроэлемента, устройство контроля притока в отдельной камере с присоединенными трубами.

В качестве изолирующих элементов могут быть использованы, в частности, различного рода пакеры (разбухающие, гидравлические, гидромеханические и т.д.) или мостовые пробки. Пакеры, в некоторых вариантах реализации, представляют собой резиновые изделия, которые при определенных способах срабатывания способны увеличиваться в поперечных размерах и перекрывать таким образом существующие зазоры между поверхностями (обсадной колонной и внутренней трубой, открытым стволом и спускаемой трубой и т.д.). Разбухающие пакеры, например, способны расширяться при взаимодействии с нефтью или водой, работа гидромеханических пакеров основана на выдавливании резиновой части под действием передвигающихся частей при превышении определенного давления внутри спускаемой компоновки и т.д.

В качестве средства уплотнения могут быть использованы те же самые пакеры, частью которых являются резиновые элементы, которые могут за счет увеличения поперечных размеров выполнять роль уплотнения, изолируя, таким образом, отдельные участки.

Подвеска также снабжается изолирующим элементом (пакер подвески) для изоляции последующего после подвески интервала. Это делается для того, чтобы вся жидкость и газ имели возможность протекать только через оборудование, установленное ниже подвески.

Спускаемое оборудование заканчивания состоит из последовательно соединенных (свинченных) элементов подвески, изолирующих элементов (пакеров) и частей, предназначенных для сбора добываемой жидкости (перфорированные трубы фильтра и т.д.). Эти элементы могут располагаться в различной последовательности. Количество элементов зависит от длины открытого ствола, а также свойств пласта.

На рисунке приведен вид устройства, которое может быть использовано при реализации способа, при этом использованы следующие обозначения: подвеска 1 с изолирующим элементом (пакер подвески), изолирующий элемент (пакер) 2, части, предназначенные для сбора добываемой жидкости 3.

Проблемный участок может представлять собой зону прорыва воды, зону прорыва природного газа или зону ремонта скважины.

В процессе устранения проблемного участка возможно изолирование как одного, так и нескольких участков промысловой скважины.

При этом в случае наличия в одной скважине одновременно нескольких проблемных участков в виде притоков воды и/или природного газа предпочтительно приток из каждой изолированной зоны (проблемного участка) контролировать независимо от других проблемных участков.

В предпочтительном варианте реализации желательно второе заканчивание меньшего диаметра устанавливать с возможностью его дальнейшего извлечения. При этом после извлечения второго заканчивания возможно, при необходимости, изменение его характеристик. В этом варианте в скважину для устранения следующего проблемного участка могут спускать второе заканчивание с измененными характеристиками.

Также возможно заполнение межтрубного пространства между трубами первого и второго заканчиваний гранулами, в том числе и проппантами, заданного размера для предотвращения выноса в добывающую трубу песка и других механических примесей из пласта.

Преимуществом предлагаемого способа стоит признать возможность изменять настройки оборудования заканчивания, исходя из текущих параметров добычи при большой эфективности мер по выводу скважины на приемлемые условия работы. Важнейшей проблемой для нефтедобывающих скважин является прорыв газа и воды в скважину. Это приводит к остановке добычи и неполной выработке запасов нефти. Использование предлагаемого способа позволяет не только отложить момент прорыва, но и продолжить эксплуатировать скважины после того, как прорыв произошел.

Применительно к ликвидации прорыва природного газа в работающую скважину разработанный способ реализуют следующим образом: спускают второе заканчивание, состоящее из подвески, фильтров с устройствами контроля притока либо устройств контроля притока с трубами и изолирующих элементов (пакеров). Изолирующие элементы устанавливают выше и/или ниже интервала, из которого поступает газ. Устройства контроля притока настраиваются таким образом, что ограничивают поступление газа из проблемного интервала. При этом нежелательно полностью перекрывать проблемные участки, из которых поступает газ, поскольку газ может пойти в другие добывающие интервалы и оттеснит нефть.

Применительно к ликвидации прорыва воды в работающую скважину разработанный способ реализуют следующим образом: спускают второе заканчивание, состоящее из подвески 1, фильтров с устройствами контроля притока либо устройств контроля притока с трубами и изолирующих элементов (пакеров) 2. Изолирующие элементы устанавливают выше и/или ниже интервала, из которого поступает вода. Устройства контроля притока настраиваются таким образом, что ограничивают поступление воды из проблемного интервала. При этом нежелательно полностью перекрывать проблемные участки, из которых поступает вода, поскольку из этих участков поступает также нефть.

Применительно к случаю ремонта скважины разработанный способ реализуют следующим образом: в случае повреждения недобывающего интервала скважины спускают второе заканчивание, состоящее из подвески 1, труб и изолирующих элементов (пакеров) 2. Изолирующие элементы устанавливают выше и/или ниже поврежденного интервала обсадной колонны. При этом поврежденный участок изолируется. Также возможно установить устройства контроля притока по оставшейся длине добывающих интервалов скважины для оптимизации добычи.

1. Способ устранения проблемных участков в скважине, включающий изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них, отличающийся тем, что определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство, в состав которого входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, элементы второго заканчивания и подвеска, причем изолирующие элементы и подвеска содержат средства уплотнения, изолирующие по внутренней поверхности скважинной колонны.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что элементами второго заканчивания являются изолирующий элемент, труба, центратор, фильтр скважинный с фильтроэлементом, фильтр скважинный без фильтроэлемента, устройство контроля притока в отдельной камере с присоединенными трубами.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве изолирующего элемента использована подвеска.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве изолирующего элемента использован пакер.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что проблемный участок представляет собой зону прорыва воды.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что проблемный участок представляет собой зону прорыва природного газа.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что проблемный участок представляет собой зону ремонта скважины.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что перекрывают не менее одного проблемного участка скважины.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что приток из каждой изолированной зоны контролируют независимо от остальных зон.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что второе заканчивание меньшего диаметра устанавливают с возможностью его дальнейшего извлечения.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что после извлечения второго заканчивания изменяют его характеристики и в скважину для устранения проблемного участка спускают второе заканчивание с измененными характеристиками.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно заполняют межтрубное пространство между трубами первого и второго заканчиваний гранулами заданного размера для предотвращения выноса в добывающую трубу песка и других механических примесей из пласта.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что в качестве гранул используют проппанты.