Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой (ГТ). При осуществлении способа определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины; спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до нижней границы интервала промывки. При этом поддерживают непрерывную прокачку технологической жидкости в процессе всего спуска ГТ. При достижении ГТ верхней границы интервала промывки снижают скорость спуска ГТ и увеличивают расход жидкости. После спуска ГТ до нижнего интервала промывки, в случае отсутствия циркуляции, производят заполнение ствола скважины до устья закачкой технологической жидкости по большому межтрубному пространству. Интенсифицируется заполнение ствола скважины жидкостью, как следствие, повышается эффективность и сокращается продолжительность ремонта скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к ремонту скважин, и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой.

Известен способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта (патент RU №2165007, МПК Е21В 37/00, Е21В 43/25, опубл. 10.04.2001), включающий закачивание очищающего агента и его продавливание, создание в стволе скважины депрессии, вынос кольматирующих отложений и транспортирование их на дневную поверхность циркуляцией промывочного агента, причем дополнительно спускают в скважину гибкую насосно-компрессорную трубу и фиксируют глубину спуска, а в качестве очищающего агента используют инертный газ, закачиваемый через гибкую насосно-компрессорную трубу под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, и пенообразующую жидкость, закачиваемую через затрубное пространство.

Известен способ ремонта скважины (патент RU №2455463, МПК Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012), включающий циркуляцию моющей композиции в скважине, причем циркуляцию моющей композиции выполняют в течение 3-6 ч при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины, промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, ремонт производят с использованием гибких труб, которые расхаживают в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта.

Известен способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта (патент RU №2373379, МПК Е21В 37/00, опубл. 20.11.2009), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий ступенчатый спуск гибкой трубы по мере промывки и закачивание в скважину промывочной жидкости с поддержанием минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва, причем спуск гибкой трубы до головы проппантовой пробки проводят со скоростью 0,1 м/с, после этого осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление гибкой трубы на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления гибкой трубы, при этом циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов.

Однако известные аналоги требуют больших временных и трудозатрат на заполнение ствола скважины технологической жидкостью по колонне гибких труб (ГТ).

Проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является чрезмерно длительное заполнение ствола скважины жидкостью.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в интенсификации заполнения ствола скважины жидкостью, как следствие, в повышении эффективности и сокращении продолжительности ремонта скважины.

Заявляемое устройство поясняется на фигурах:

На фиг. 1 показано заполнение ствола скважины по ГТ.

На фиг. 2 показано заполнение ствола скважины по большому межтрубному пространству (БМП).

В качестве технологической жидкости при проведении работ в добывающих скважинах может быть использована нефть или вода плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% МЛ-81Б или их смесь, а в нагнетательных скважинах - вода, идентичная по плотности скважинной с добавлением 0,1-0,2% МЛ-81Б.

Для снижения гидравлического сопротивления в нефть добавляют 10% растворителя парафинов от объема нефти, а в воду - 0,01% полиакриламида Праестол 2540 или DP-9-8177.

Объем промывки должен составлять не менее двух объемов пространства, внутри которого происходит циркуляция промывочной жидкости. При этом рассчитывают сумму объемов пространства между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и ГТ, а также пространства между ГТ и эксплуатационной колонной в интервале между низом колонны НКТ и низом ГТ.

При ликвидации песчаных пробок, удалении асфальтопарафиновых отложений (АСПО), продуктов реакции, частиц цемента, грязи и других твердых частиц низ колонны ГТ оборудуется насадками, диаметр которых определяется с учетом спущенного в скважину оборудования, которое не должно создавать препятствия для спуска насадки на ГТ. Преимущественно применяются насадки, работа которых основана на гидромониторном эффекте.

Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой содержит следующие этапы. Выбирают скважину, подлежащую ремонту.

Выбирают интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают за 10-20 м выше расчетного (предполагаемого) забоя скважины, а нижней границей промывки является упомянутый забой скважины.

Спуск колонны ГТ в скважину производят через эксцентричную планшайбу, в которой на отверстие, предназначенное для ввода геофизических приборов, устанавливают уплотнитель (сальниковое устройство).

Спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости вдоль ствола скважины от устья до нижней границы интервала промывки для исключения забивания ГТ.

Спуск ГТ ведут со скоростью 14-15 м/мин при давлении/расходе, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну и пласты.

При этом в процессе спуска ГТ поддерживают непрерывную прокачку промывочной жидкости через ГТ.

За 10-20 м от забоя, т.е. при подходе к верхней границе интервала промывки, снижают скорость спуска ГТ до минимально возможной - 0,01 м/с и приступают к прямой промывке. Для этого увеличивают расход жидкости по ГТ до максимально возможного - 4 м3/час.

Признаками достижения забоя являются резкое уменьшение величины усилия в точке подвеса ГТ и возрастание давления, развиваемого насосом. При этом ГТ находится под постоянной прокачкой промывочной жидкости.

Расход жидкости создают насосным агрегатом и определяют на основании его производительности. Это необходимо для интенсификации процесса промывки и создания циркуляции жидкости, выходящей из ГТ под напором. Т.е. процесс промывки начинают еще до полного спуска ГТ до конца интервала промывки.

Ведут спуск ГТ при одновременной прямой промывке до расчетной глубины забоя (нижней границы интервала промывки).

Процесс промывки ведут при максимально возможном расходе жидкости 4 м3/час, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата.

В процессе промывки производят расхаживание ГТ от забоя до входа в НКТ или до сужения проходного сечения колонн НКТ, оборудованных пакерами, опрессовочными седлами и т.д. для повышения эффективности промывки.

При достижении ГТ нижней границы интервала промывки (конца забоя) производят заполнение ствола скважины до устья закачкой технологической жидкости через ГТ в течение 2-3 часов.

Для лучшего выноса грязи с забоя скважины используют комбинированную промывку, т.е. после достижения забоя прямой промывкой переключают ее на обратную.

Выходящую в процессе обратной промывки из скважины жидкость направляют для осаждения твердых частиц в желобную емкость.

При наличии циркуляции после полного заполнения скважины поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.

В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 градусов и более скорость спуска ГТ составит 10-11 м/мин, скорость подъема ГТ - 12-13 м/мин.

Объем ГТ определяют на основе их диаметра и длины.

Время прокачки (продавки) 4 м3 технологической жидкости через ГТ диаметром d=25 мм или d=38 мм составляет около 1 часа.

В случае отсутствия циркуляции после спуска ГТ до нижней границы интервала промывки, ГТ не поднимают, а принимают решение о дальнейшей закачке по большому межтрубному пространству (БМП).

Отсутствие циркуляции обусловлено высокой поглотительной способностью продуктивных горизонтов.

При спуске ГТ до заданной глубины с прокачкой жидкости в определенном объеме в случае отсутствия циркуляции осуществляют дополнительную закачку используемой технологической жидкости в объеме, зависящем от статического уровня жидкости в стволе скважины.

Для этого по завершении спуска ГТ до расчетной глубины приподнимают башмак гибкой трубы до интервала перфорации эксплуатационной колонны в продуктивных горизонтах и закачивают дополнительный объем технологической жидкости (объем жидкости заполнения зависит от статического уровня жидкости в стволе скважины) по БМП до устья скважины.

При наличии циркуляции после заполнения скважины поднимают колонну ГТ.

В случае отсутствия или наличия циркуляции в скважине после закачки дополнительного объема технологической жидкости проводят обработку призабойной зоны (ОПЗ) кислотой, т.е. приступают к дальнейшим ремонтным работам.

ОПЗ содержит следующие этапы.

Вызывают циркуляцию и спускают колонну ГТ со скоростью 14-15 м/мин с промывкой от 0,5 до 1 м ниже интервала перфорации (при наличии зумпфа).

Интервалом перфорации является интервал эксплуатационной колонны в продуктивных горизонтах, выполняемый при строительстве скважины.

Закачивают в ГТ кислотный состав в два этапа при открытой затрубной задвижке:

- на первом этапе закачивают кислотный раствор в объеме, равном сумме объемов колонны ГТ и кольцевого пространства в интервале перфорации;

- на втором этапе закачивают дополнительный объем от 1 до 2 м3.

Объем кислотного раствора определяют на основании мощности обрабатываемого интервала перфорации.

После чего продавливают весь закачанный в два этапа кислотный раствор в пласт технологической (продавочной) жидкостью.

Если объем кислоты меньше объема ГТ закачкой дополнительного расчетного объема технологической жидкости или кислотным раствором доводят кислотный раствор до верхнего интервала перфорации, после чего закрывают затрубную задвижку и продавливают кислоту в пласт.

При проведении работ в поглощающих скважинах дополнительно производят продавку кислотного состава по БМП.

Процесс закачки и продавки производят при максимально возможном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата и не превышаются допустимые на эксплуатационную колонну и пласты давления.

При закрытой скважине кислотный раствор оставляют в пласте для реагирования.

При концентрации соляной кислоты до 15% время реагирования от 3 ч до 4 ч, до 24% - от 2 ч до 3 ч, глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - от 1 до 2 ч.

Время реагирования считают с момента окончания продавки кислотного состава.

Во избежание прихвата и вредного воздействия кислотных растворов на материал ГТ при перерывах в работе более 1 часа производят подъем ГТ в «безопасную зону» (не менее 300 м от интервала ведения работ).

Промывку продуктов реагирования в нагнетательных скважинах производят по окончании времени реагирования.

Ставят скважину под закачку (промывку) и определяют приемистость.

Общий объем промывки должен составлять не менее двух объемов пространства, внутри которого происходит циркуляция технологической (промывочной) жидкости.

Промывку продуктов реагирования в добывающих скважинах, в которых была оставлена кислотная ванна и приемистость не была достигнута, производят до установления рН-показателя выносимой из скважины жидкости в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Измерение производят переносным рН-метром или индикаторной бумагой.

В добывающих скважинах, в которых кислота была продавлена в пласт, а также в скважинах, в которых невозможно вызвать циркуляцию, продукты реагирования удаляют скважинным насосом в желобную емкость или автоцистерну с контролем рН-показателя откачиваемой жидкости.

Далее поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.

В другом варианте проведения ОПЗ проводят комплексную ОПЗ с применением растворителей и кислот.

Растворители используются для растворения и эффективной очистки призабойной зоны пласта от углеводородных загрязнений.

Кислотный раствор используется для растворения неорганических соединений с последующей выдержкой в пласте, промывкой продуктов реагирования (для добывающих скважин) и запуском скважины в работу.

Комплексная ОПЗ содержит следующие этапы.

Вызывают циркуляцию и спускают колонну ГТ с закачкой технологической жидкости (промывкой) до нижних отверстий интервала перфорации на скорости - 14-15 м/мин.

Закачивают в ГТ при открытой затрубной задвижке объем растворителя (кислотного раствора), равный объему колонны ГТ.

Закрывают затрубную задвижку и, продолжая закачку растворителя, начинают подъем ГТ со скоростью 5-7 м/мин.

При достижении верхней границы интервала перфорации начинают спуск ГТ со скоростью 5-7 м/мин, продолжая закачку растворителя.

При достижении нижней границы интервала перфорации циклы обработки растворителем повторяют до окончания закачки технологической жидкости в объеме, равном объему ГТ.

В поглощающих скважинах производят дополнительную продавку растворителя по БМП.

При отсутствии приемистости производят кислотную обработку как по предыдущему варианту.

Поднимают колонну ГТ со скоростью 16-17 м/мин.

Далее осваивают скважину глубинным насосом.

1. Способ очистки ствола скважины, содержащий следующие этапы:

- определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины;

- спускают колонну гибких труб (ГТ) при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до верхней границы промывочного интервала;

- при достижении ГТ верхней границы интервала промывки снижают скорость спуска ГТ до минимально возможной, при этом увеличивая расход жидкости до максимально возможного для снижения риска забивания ГТ;

- в случае отсутствия циркуляции при достижении ГТ нижней границы интервала промывки приподнимают башмак ГТ до интервала перфорации эксплуатационной колонны;

- производят вызов циркуляции, закачивая дополнительный объем технической жидкости по большому межтрубному пространству (БМП),

при этом время вызова циркуляции составляет не более 1 часа;

- в случае отсутствия циркуляции по БМП производят обработку призабойной зоны (ОПЗ);

- после окончания ОПЗ поднимают ГТ на поверхность.

2. Способ по п. 1, в котором при достижении ГТ верхней границы интервала промывки минимальная скорость спуска ГТ составляет 0,01 м/с, максимальный расход жидкости - 4 м3/час.

3. Способ по п. 1, в котором для вызова циркуляции по БМП дополнительный объем технической жидкости закачивают по нагнетательной линии через эксплуатационную колонну.

4. Способ по п. 1, в котором для вызова циркуляции по БМП дополнительный объем технологической жидкости определяют на основании статического уровня в скважине и объема обсадной колонны.

5. Способ по п. 1, в котором ОПЗ проводят при наличии и при отсутствии циркуляции при закачивании по БМП, а также при заполненной и незаполненной до устья скважине.

6. Способ по п. 1, в котором спуск ГТ до верхней границы интервала промывки ведут со скоростью 14-15 м/мин, подъем - со скоростью 16-17 м/мин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для обработки наружной поверхности бурильных труб от загрязнений при их подъеме из скважины. Устройство состоит из верхней и нижней частей, связанных друг с другом болтами, с размещенным между ними упругим эластичным элементом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при капитальном и текущем ремонте скважин, связанном с очисткой их забоя от песчаных и проппантовых пробок.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована на нефтехранилищах светлых нефтепродуктов при устранении загрязнения подземных вод.

Изобретение относится к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании. Способ включает спуск в скважину магнитного аппарата (МА) проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле.

Группа изобретений относится к области электронагрева индукционными токами и может быть использовано в устройствах для ликвидации и предотвращения формирования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых образований в нефтегазовых скважинах и трубопроводах, а также для подогрева вязких продуктов.

Группа изобретений относится к удалению отложений на внутренних и наружных стенках труб. Установка (1) для обработки текучей среды содержит по меньшей мере один охлаждающий трубопровод (2), средства охлаждения, предназначенные для охлаждения текучей среды по меньшей мере в одном охлаждающем трубопроводе (2) на участке охлаждения до температуры, равной или близкой к температуре (Тмор) среды вокруг охлаждающего трубопровода (2), и по меньшей мере одну тележку (9), расположенную на внешнем периметре по меньшей мере одного охлаждающего трубопровода (2) или вблизи него.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей.

Изобретение относится к области капитального и текущего ремонта эксплутационных скважин и может быть использовано в эксплуатации скважин для поддержания в них теплового режима предотвращения образования и ликвидации в них гидратных, гидратопарафиновых и ледяных пробок.

Описаны система и способ приготовления флюида для обработки приствольной зоны, включающий загрузку пакетов, содержащих покрытую оболочкой добавку, в зону хранения пакетов первого контейнера; пропускание пакетов в измельчитель пакетов; разрушение оболочек пакетов для вскрытия добавки; пропускание незащищенной оболочкой добавки в смеситель; пропускание водного раствора из второго контейнера в смеситель и смешивание незащищенной оболочкой добавки с водным раствором для получения флюида для обработки приствольной зоны.

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Изобретение относится к устройствам для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к циркуляционным переводникам бурильной колонны. Циркуляционный переводник бурильной колонны содержит корпус, поршень с радиальными отверстиями и центральным каналом, внутри которого размещено седло, пружину, поджимающую поршень, а также содержит два закрепленных в корпусе циркуляционных порта с расходными отверстиями, активационные и деактивационные шары.

Группа изобретений относится к хвостовому адаптеру для бурения по твердым породам и к устройству для бурения по твердым породам, содержащему указанный адаптер. Технический результат заключается в минимизации или исключении возможности образования трещины стенки адаптера.

Изобретение относится к области бурения скважин в грунте с промывкой и может быть использовано для создания скважин для забора и подъема грунтовых вод с водоносных горизонтов, а также скважин под фундаменты.

Описана система, которая обеспечивает проппант для смешивания в потоке текучей среды из сжиженного газа с помощью эдуктора для получения суспензии проппанта, которая эффективно регулируется системой регулировочного клапана и связанного ПЛК-контроллера.

Изобретение предназначено для проведения работ по очистке и промывке ствола скважины. Устройство для декольматации скважин состоит из корпуса с цилиндрическим осевым каналом, переходника для связи с гибкой трубой, стакана, дренажной трубки с радиальными отверстиями, насадкой и кольцевым выступом, пружины, стопорной гайки, механизма привода с тангенциальными каналами.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к буроукладочному устройству для бестраншейной укладки трубопровода, имеющему буровую головку для отделения горной породы, причем буровая головка имеет присоединительный элемент для направляющей бурильной колонны, имеющему насос для всасывания и отгрузки отделенной буровой головкой буровой мелочи и присоединительный элемент за буровой головкой, в которой предусмотрен по меньшей мере один всасывающий элемент для приема и отгрузки отделенной горной породы, и имеющему соединительный участок, который имеет присоединительный элемент для трубопровода, и к способу бурения и укладки для бестраншейной укладки трубопровода, в котором вдоль заданной линии бурения изготавливают направляющий ствол скважины от начальной точки до целевой точки, причем направляющий ствол скважины образуется путем продвижения направляющей буровой головки с направляющей бурильной колонной, в котором после достижения целевой точки к концу направляющей бурильной колонны присоединяют буроукладочную головку, которую соединяют с трубопроводом и посредством которой буровую скважину расширяют и одновременно путем извлечения направляющей бурильной колонны из буровой скважины на одной стороне и/или путем введения трубопровода в буровую скважину укладывают трубопровод, причем отделенную буровой головкой буровую мелочь гидравлически захватывают за буровой головкой буроукладочного устройства и посредством насоса отгружают из буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой. При осуществлении способа определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины; спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до нижней границы интервала промывки. При этом поддерживают непрерывную прокачку технологической жидкости в процессе всего спуска ГТ. При достижении ГТ верхней границы интервала промывки снижают скорость спуска ГТ и увеличивают расход жидкости. После спуска ГТ до нижнего интервала промывки, в случае отсутствия циркуляции, производят заполнение ствола скважины до устья закачкой технологической жидкости по большому межтрубному пространству. Интенсифицируется заполнение ствола скважины жидкостью, как следствие, повышается эффективность и сокращается продолжительность ремонта скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх