Способ фрезерования муфт многостадийного гидравлического разрыва пласта с колонной гибких насосно-компрессорных труб на депрессии на скважинах действующего фонда с нетрадиционной закачкой газообразного азота

Группа изобретений относится к области внутрискважинных работ, применяемых при ремонте скважин в нефтедобывающей промышленности. При проведении скважинных операций, таких как фрезерование инструментов (муфт МГРП, фрак-портов) образуются обломки и продукты фрезерования, которые необходимо собирать и удалять из скважины. Способ фрезерования муфт МГРП включает установку в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); установку в первую колонну насосно-компрессорных труб второй колонны НКТ с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны; фрезерование и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости при помощи газлифта. Сокращается время фрезерования и очистки. Снижается возможность поглощения пластом отрабатываемой жидкости и образования осадка продуктов фрезерования, снижается трудоемкость. 2 н. и 8 з.п. ф-лы. 1 ил.

 

Изобретение относится к области внутрискважинных работ, применяемых при ремонте скважин в нефтедобывающей промышленности.

При проведении скважинных операций, таких как фрезерование инструментов (муфт МГРП, фрак портов) образуются обломки и продукты фрезерования, которые необходимо собирать и удалять из скважины.

Способ фрезерования муфт многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) с установкой колонны гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) на депрессии, на скважинах действующего фонда с нетрадиционной закачкой газообразного азота может быть использован в процессе проведения ремонта скважин, таких как заканчивание и капитальный ремонт скважин, при котором осуществляется спуск хвостовика, оснащенного муфтами МГРП для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, с последующим фрезерованием.

Известен патент РФ №2534175 «Устройство и способ удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины» (дата приоритета: 20.01.2010; дата публикации: 27.11.2014).

Способ удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины включает следующие основные этапы: подсоединение сепараторного блока к насосно-компрессорной колонне; подсоединение патрубка к сепараторному блоку; подсоединение приводной головки к насосно-компрессорной колонне выше сепараторного блока по стволу скважины; поступление содержащего обломки флюида в нижний конец сепараторного блока через внутреннюю трубу, минуя сепараторный элемент; захват обломков из скважинного флюида в кольцевое пространство между внутренней трубой и корпусом сепараторного блока; извлечение, по меньшей мере, части насосно-компрессорной колонны из ствола скважины; отсоединение сепараторного блока и патрубка, все еще соединенных друг с другом, из насосно-компрессорной колонны; удаление съемного блока из сепараторного блока; а затем удаление обломков из съемного блока.

Общими признаками известного и заявленного способов проведения ремонтных работ скважины является обеспечение возможности проведения работ по фрезерованию муфт МГРП одновременно с предотвращением загрязнения скважины продуктами фрезерования.

Недостатком данного способа является повышенная сложность обеспечения циркуляции рабочей жидкости и процесса ее очистки, в результате чего повышается трудоемкость и снижается экономическая эффективность удаления обломков из ствола скважины.

Устройство для удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины по патенту РФ №2534175 «Устройство и способ удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины» (дата приоритета: 20.01.2010; дата публикации: 27.11.2014) содержит приводную головку, прикрепленную к насосно-компрессорной колонне для размещения в стволе скважины; сепараторный блок, прикрепленный к насосно-компрессорной колонне за приводной головкой, причем сепараторный блок содержит корпус, образующий внутренний проточный канал, сепараторный элемент и съемный субблок; при этом съемный субблок содержит внутреннюю трубу, прикрепленную к лицевой панели и расположенную внутри корпуса, образуя кольцевое пространство между внутренней трубой и корпусом.

Известное устройство для сбора обломков предназначено для отделения циркулирующего флюида (рабочей жидкости) от обломков выбуренной породы и/или от других обломков, оказавшихся в стволе скважины. В устройстве на верхнем конце насосно-компрессорной колонны обеспечивают циркуляцию и используют ее для перемещения обломков с циркулирующим флюидом в улавливающее приспособление.

Общими признаками является наличие насосно-компрессорной колонны с закрепленной приводной головкой (вторая колонна НКТ с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны).

Недостатками известного устройства является сложность и невысокая надежность конструкции, за счет наличия множества узлов и элементов конструкции. Кроме того, сложность конструкции повышает риск выхода из строя системы, что влияет на увеличение эксплуатационных затрат.

Известен патент РФ №2482268 «Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа» (дата приоритета: 07.10.2011, дата публикации: 20.05.2013).

Способ фрезерования и очистки скважины осуществляют в два этапа.

На первом этапе гибкую трубу с измерительными приборами спускают в скважину, при этом гибкая труба снабжена размещенным внутри нее бронированным кабелем с токопроводящей жилой. В процессе доставки геофизической аппаратуры давление технологической жидкости по мере погружения ГНКТ в скважину изменяют до величины, соизмеримой с пластовым давлением, при этом дифференциальное давление в колонне между ГНКТ и устьевым давлением скважины поддерживают в интервале значений 90-150 атм. в зависимости от глубины скважины.

На втором этапе осуществляют очистку (промывку) от техногенной жидкости призабойной части горизонтального (субгоризонтального) участка скважины, соответствующей выявленным «неработающим» участкам профиля притока, с помощью сменного барабана с ГНКТ без кабеля внутри гибких труб. Промывка может осуществляться с использованием различных технологий, включая газ-лифтный метод. При этом наибольшую эффективность представляет метод, в соответствии с которым для промывки колонну ГНКТ спускают до «неработающего» участка скважины, осуществляя при этом закачку в колонну сначала химического реагента, в качестве которого берут вещество с пенообразующими свойствами, обеспечивающее снижение степени поверхностного натяжения находящейся в скважине жидкости не менее чем в 2 раза, а затем газообразного азота для обеспечения подъема с забоя пенообразованного водного раствора.

Известное техническое решение представляет традиционный способ фрезерования и очистку (промывку) от техногенной жидкости призабойной части горизонтального (субгоризонтального) участка скважины, состоящий из двух последовательных этапов работ. В данном способе по завершению фрезерования всех муфт МГРП производится подъем фрезеровочной компоновки на устье скважины для перекомпоновки установки на промывочную и только после этого начинают этап промывки скважины от продуктов фрезерования.

Общими признаками известного и заявленного способа фрезерования муфт МГРП является использование колонны гибких насосно-компрессорных труб (вторая колонна НКТ), фрезы, вращаемой жидкостью (фрезеровочной компоновкой низа второй колонны НКТ), а также использование метода газлифта для извлечения продуктов фрезерования из скважины.

Недостатками такого способа фрезерования является использование стандартного многостадийного способа (проведение фрезерования, перекомпоновка колонны ГНКТ на промывочную, закачка газообразного азота), за счет чего существенно увеличиваются временные и экономические затраты, повышается трудоемкость процесса, а также возможно попадание обломков фрезерования в пласт скважины как при осуществлении фрезерования, так и при промывки скважины, при этом возможно образование осадка обломков фрезерования за счет длительного перехода с одного этапа ремонтных работ скважины на другой.

Известный способ по патенту РФ №2482268 характеризуется набором общих признаков с системой, включающий наличие колонны ГНКТ (второй колонны НКТ с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны), обеспечение возможности использования метода газлифта для очистки скважины.

Недостатком такой системы является отсутствие возможности проведения одновременного фрезерования и очистки скважины от продуктов фрезерования, что влияет на увеличение временных и экономических затрат, повышение трудоемкости фрезерования (при смене компоновки низа ГНКТ), а также возможно образование осадка обломков фрезерования при переходе с этапа фрезерования на этап очистки скважины и засорение пласта продуктами фрезерования.

Техническим результатом заявленного изобретения является сокращение времени фрезерования и очистки скважины, снижение или исключение возможности поглощения пластом жидкости, отрабатываемой гидравлическим забойным двигателем, образования осадка продуктов фрезерования в скважине при одновременном снижении трудоемкости ремонта скважины и повышении экономической эффективности процесса.

Технический результат достигается за счет того, что способ фрезерования муфт МГРП включает: установку в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); установку в первую колонну насосно-компрессорных труб второй колонны НКТ с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны; фрезерование и отбор отрабатываемой гидравлическим забойным двигателем жидкости при помощи газлифта.

Газлифт ускоряет поток отрабатываемой во время фрезерования жидкости, что позволяет вынести из скважины больше продуктов фрезерования (за счет высокой скорости потока и снижения оседания обломков в скважине), снизить давление рабочей жидкости по отношению к давлению пласта, т.е. уменьшить или исключить поглощение жидкости пластом. Использование метода газлифта при проведении фрезерования обеспечивает извлечение продуктов фрезерования сразу после их образования, что предотвращает образование осадка обломков в скважине и их попадание в пласт.

Эффект подъема жидкости за счет энергии смешанного с ней газа (газлифт) может быть реализован за счет применения газообразного азота. Также может быть использован углекислый газ, сжиженный воздух и др.

Способ фрезерования муфт МГРП может включать следующие стадии:

- установку в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), содержащей по меньшей мере одну пусковую муфту для запуска газообразного азота в полость первой колонны НКТ;

- установку в первую колонну насосно-компрессорных труб второй колонны НКТ, в качестве которой применяется колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны;

- фрезерование и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости при помощи газлифта путем подачи жидкости в колонну ГНКТ для обеспечения фрезерования муфт МГРП, при одновременной подаче газообразного азота в полость первой колонны НКТ через по меньшей мере одну пусковую муфту, и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости с продуктами фрезерования из первой колонны НКТ, при этом обеспечивают давление газообразного азота в затрубном пространстве колонны НКТ больше давления жидкости в полости перовой колонны НКТ.

При обеспечении давления газообразного азота в затрубном пространстве первой колонны НКТ больше давления жидкости в полости первой колонны НКТ поддерживается установившийся режим в скважине, при котором возможно проводить процесс фрезерования всех муфт в скважине с одновременным извлечением продуктов фрезерования и контролем необходимой разницы пластового давления и давления рабочей жидкости в скважине. В результате дополнительно обеспечивается простота, надежность и экономическая эффективность процесса при предотвращении попадания продуктов фрезерования в пласт скважины.

При применении способа фрезерования муфт МГРП могут устанавливать режим подачи газообразного азота, при котором объем подаваемой жидкости в колонну ГКНТ по меньше объема жидкости, извлеченного из колонны НКТ.

Кроме того, могут осуществлять контроль объема жидкости, извлеченного из первой колонны НКТ в обратной емкости, соединенной с ней.

Газообразный азот могут подавать через по меньшей мере одну пусковую муфту, расположенную возле верхнего конца первой колонны НКТ, также газообразный азот могут подавать через две пусковые муфты, расположенные одна ниже другой на первой колонне НКТ.

Таким образом, при применении заявленного способа достигаются такие параметры циркуляции жидкости, при котором сохраняется более высокое пластовое давление над давлением рабочей (закачиваемой) и извлекаемой жидкости (условие депрессии).

Также технический результат достигается за счет того, что система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП включает первую колонну насосно-компрессорной труб (НКТ), которая содержит по меньшей мере одну пусковую муфту для закачки газообразного азота в полость первой колонны НКТ, при этом в полость первой колонны НКТ установлена вторая колонна НКТ, в качестве которой применяется колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны.

При простоте конструкции системы обеспечивается разница пластового давления и рабочей жидкости, при котором устанавливают необходимые параметры циркуляции, обеспечивающие условие депрессии. Такими образом, предотвращается засорение пласта скважины продуктами фрезерования, обеспечивается повышение надежности системы, за счет сокращения сложных технологических узлов, и увеличение экономической эффективности использования системы за счет обеспечения возможности одновременного проведения процесса фрезерования и очистки скважины.

Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП может содержать по меньшей мере одну пусковую муфту для закачки газообразного азота в полость первой колонны НКТ, расположенную в ее верхней половине. Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП может содержать две пусковые муфты, расположенные одна ниже другой на первой колонне НКТ.

Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП может содержать обратную емкость, соединенную с первой колонной НКТ.

Способ и система фрезерования муфт МГРП могут быть реализованы при использовании различных комбинаций вышеуказанных дополнительных признаков.

Изобретение подтверждается фигурой, на которой изображена схема фрезерования муфт МГРП. На фигуре обозначены:

1 - муфты многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП);

2 - скважина;

3 - первая колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

4 - вторая колонна насосно-компрессорных труб (в частности, ГНКТ);

5 - фрезеровочная компоновка;

6 - продукты фрезерования (обломки);

7 - пусковая муфта;

8 - фрез.

Способ фрезерования муфт 1 МГРП (фиг.) включает: установку в скважину 2 первой колонны 3 насосно-компрессорных труб (НКТ); установку в первую колонну 3 насосно-компрессорных труб второй колонны 4 НКТ с гидравлическим забойным двигателем (на фиг. не показан) и фрезеровочной компоновкой 5 низа колонны; фрезерование и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости при помощи газлифта.

Таким образом, способ фрезерования муфт 1 МГРП включает одновременное осуществлению двух этапов: фрезерование и отбор жидкости, отрабатываемой гидравлическим забойным двигателем, которая содержит продукты 6 фрезерования. Отбор отрабатываемой жидкости осуществляется с использованием метода газлифта.

Способ может осуществляться при помощи заявленной системы в результате реализации следующих этапов.

Бригада капитального ремонта скважины проводит подготовительные работы и спуск (установку) в скважину первой колонны 3 НКТ, например 89 мм. Колонна 3 НКТ может содержать две пусковые муфты 7 (клапаны). После чего производится установка второй колонны 4, например ГНКТ, монтаж устьевого оборудования и подключение системы подачи жидкости в колонну 4 ГНКТ (рабочей жидкости). Плотность рабочей жидкости составляет около 1,01 г/см³. Далее осуществляется монтаж фрезеровочной компоновки 5 низа колонны 4 ГНКТ. Фрезеровочная компоновка 5 низа включает, в частности надмоторную компоновку (на фиг. не показана), гидравлический забойный двигатель (на фиг. не показан) и фрез 8. Диаметр фреза 8 составляет около 71 мм. При спуске колонны 4 ГНКТ в скважину 2 через полость первой колонны 3 НКТ после индикации муфты 1 МГРП и оптимизации рабочих параметров фрезеровочной компоновки 5 низа колонны 4 ГНКТ осуществляют подачу жидкости в колонну 4 ГНКТ (рабочей жидкости) и закачку газообразного азота в затрубное пространство колонны 3 НКТ и в межтрубное пространство колонн 3 и 4 через по меньшей мере одну пусковую муфту 7. Осуществляют процесс фрезерования муфт 1 МГРП, при этом одновременно осуществляют отбор отрабатываемой двигателем жидкости с газом и продуктами фрезерования из верхней части колонны 3 НКТ. При этом необходимо достигать таких параметров жидкости, при которых давление газообразного азота в затрубном пространстве колонны 3 НКТ больше давления жидкости в полости колонны 3 НКТ. В результате газообразный азот поступает в полость колонны 3 НКТ и с помощью метода газлифта осуществляется вывод продуктов 6 фрезерования вместе с отработанной жидкостью (отрабатываемой двигателем жидкостью) из колонны 3 НКТ. Таким образом, обеспечивается объем подаваемой жидкости по меньше объема извлеченной, что указывает на сохранение более низкого давления рабочей (подаваемой и отрабатываемой) жидкости по сравнению с пластовым давлением. Следовательно, предотвращается вероятность попадания обломков и продуктов фрезерования в пласт.

Система для проведения работ по фрезерованию муфт 1 МГРП (фиг.) включает первую колонну 3 насосно-компрессорной труб (НКТ), которая содержит по меньшей мере одну пусковую муфту 7 для закачки газообразного азота в полость первой колонны 3 НКТ, при этом в полость первой колонны 3 НКТ установлена вторая колонна 4 НКТ, в качестве которой применяется колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с гидравлическим забойным двигателем (на фиг. не обозначен) и фрезеровочной компоновкой 5 низа колонны.

Система для проведения работ по фрезерованию муфт 1 МГРП может содержать обратную емкость (на фиг. не показана), соединенную с колонной 3 НКТ.

Пусковые муфты 7 могут быть выполнены в виде клапанов, вентилей и т.п.

Заявленные способ и устройство обеспечивают снижение или исключение возможности прохождения жидкости, отрабатываемой гидравлическим забойным двигателем, в пласт скважины, образования осадка продуктов фрезерования в скважине, сокращение времени фрезерования и очистки скважины при одновременном снижении трудоемкости ремонта скважины и повышении экономической эффективности процесса.

1. Способ фрезерования муфт многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), включающий:

- установку в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);

- установку в первую колонну насосно-компрессорных труб второй колонны НКТ с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны;

- фрезерование и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости при помощи газлифта.

2. Способ фрезерования муфт МГРП по п. 1, включающий:

- установку в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), содержащей по меньшей мере одну пусковую муфту для запуска газообразного азота в полость первой колонны НКТ;

- установку в первую колонну насосно-компрессорных труб второй колонны НКТ, в качестве которой применяется колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны;

- фрезерование и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости при помощи газлифта путем подачи жидкости в колонну ГНКТ для обеспечения фрезерования муфт МГРП при одновременной подаче газообразного азота в полость первой колонны НКТ через по меньшей мере одну пусковую муфту и отбор отрабатываемой забойным двигателем жидкости с продуктами фрезерования из первой колонны НКТ, при этом обеспечивают давление газообразного азота в затрубном пространстве колонны НКТ больше давления жидкости в полости перовой колонны НКТ.

3. Способ фрезерования муфт МГРП по п. 2, в котором устанавливают режим подачи газообразного азота, при котором объем подаваемой жидкости в колонну ГКНТ меньше объема жидкости, извлеченного из первой колонны НКТ.

4. Способ фрезерования муфт МГРП по п. 2, в котором осуществляют контроль объема жидкости, извлеченного из первой колонны НКТ в обратной емкости, соединенной с первой колонной НКТ.

5. Способ фрезерования муфт МГРП по п. 2, при котором газообразный азот подают через по меньшей мере одну пусковую муфту, расположенную в верхней половине первой колонны НКТ.

6. Способ фрезерования муфт МГРП по п. 2, при котором газообразный азот подают через две пусковые муфты, расположенные на первой колонне НКТ одна ниже другой.

7. Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП, включающая первую колонну насосно-компрессорной труб (НКТ), которая содержит по меньшей мере одну пусковую муфту для закачки газообразного азота в полость перовой колонны НКТ, при этом в полость первой колонны НКТ установлена вторая колонна НКТ, в качестве которой применяется колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с гидравлическим забойным двигателем и фрезеровочной компоновкой низа колонны.

8. Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП по п. 7, содержащая по меньшей мере одну пусковую муфту для закачки газообразного азота в полость колонны НКТ, расположенную в верхней половине первой колонны НКТ.

9. Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП по п. 7, содержащая две пусковые муфты, расположенные на первой колонне НКТ одна ниже другой.

10. Система для проведения работ по фрезерованию муфт МГРП по п. 7, содержащая обратную емкость, соединенную с первой колонной НКТ.