Способ глушения скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационных скважин с глубинно-насосным подземным оборудованием при выполнении ремонтных работ. Способ включает закачку жидкости глушения, закрытие скважины на технологическую выдержку. На устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный. Спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину эксплуатационной колонны - ЭК скважины. Производят посадку пакера в ЭК скважины в заданном интервале. Опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК. Производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ. Далее производят спуск в ЭК скважины воронки на эксплуатационных НКТ. Затем спускают насос на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой. Скважину запускают в работу. Затем производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкости глушения плотностью, определяемой по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение безопасности работ при ремонте скважин, оборудованных глубинными насосами.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационных скважин с глубинно-насосным подземным оборудованием при выполнении ремонтных работ.

Эксплуатация нефтяных скважин, оборудованных установкой штангового насоса по эксплуатационной колонне, связана с подъемом добываемой жидкости по эксплуатационной колонне без использования насосно-компрессорных труб.

Одним из недостатков эксплуатации скважин данными установками является проблематичность глушения скважин, связанная с отсутствием возможности циркуляции жидкости в эксплуатационной колонне для ее замещения жидкостью глушения. Для глушения скважины задавкой скважинной жидкости жидкостью глушения в пласт необходимо производить срыв насоса с замковой опоры. При задавке жидкости в пласт также можно столкнуться с проблемой низкой приемистости продуктивного горизонта или с ее полным отсутствием.

Известен способ глушения эксплуатационных скважин (патент RU № 2121566, МПК E21B 43/12, опубл. 10.11.1998 г., бюл. № 31), включающий закачку вязкоупругого состава (ВУС) в насосно-компрессорные трубы (НКТ) в объеме НКТ, закачку ВУС в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство, закрытие скважины на технологическую выдержку.

Недостаток этого способа заключается в том, что его невозможно применять в скважинах, оборудованных глубинными насосами, так как имеющийся в компоновке подземного оборудования перепускной клапан не всегда удается открыть.

Техническими задачами предлагаемого способа являются обеспечение безопасного проведения работ при ремонте скважин, оборудованных глубинными насосами.

Технические задачи решаются способом для глушения скважин, включающим закачку жидкости глушения, закрытие скважины на технологическую выдержку.

Новым является то, что на устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный, спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину эксплуатационной колонны - ЭК скважины, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины в заданном интервале, опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК, производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ, далее производят спуск в ЭК скважины воронки с эксплуатационными НКТ, а затем спуск насоса на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой, скважину запускают в работу, далее производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкостью глушения плотностью

(1)

где ρ_ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;

g- ускорение свободного падения, м²/с;

Р_пл. - пластовое давление, МПа;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

L_удл. – удлинение скважины, м,

и объемом

(2)

где d_эк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,

при этом технологическая выдержка равна

(3)

где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;

V - скорость замещения жидкостей, м/с.

Способ для глушения скважин осуществляют следующим образом.

На устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный. Спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину ЭК скважины, производят посадку пакера в ЭК скважины в заданном интервале, опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК, производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ.

Далее производят спуск в ЭК скважины воронки на эксплуатационных НКТ. Затем спускают насос на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой. Скважину запускают в работу.

Производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкостью глушения (в качестве жидкости глушения используют, например, СаС1₂)

плотностью

(1)

где ρ_ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины (например, К = 1,1 - для скважин глубиной до 1200 м, К = 1,05 - для скважин глубиной свыше 1200 м);

Р_пл. - пластовое давление, МПа;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

L_удл. – удлинение скважины, м,

и объемом

(2)

где d_эк – внутренний диаметр ЭК, м;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м.

Затем оставляют скважину на технологическую выдержку, которая равна

(3)

где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;

V - скорость замещения жидкостей, м/с.

Скорость замещения жидкостей принимается, например, от 360 м/ч до 430 м/ч для СаС1₂.

Пример конкретного исполнения способа. Глушение конкретной скважины диаметром ЭК 146 мм с толщиной стенок 7 мм и НКТ 73 мм, интервал перфорации 1133-1135 м, глубинный насос 20-125-RНАМ-14-4-2-2 спущен на глубину 1090 м, пластовое давление 11,8 МПа, глубина скважины до кровли перфорированного пласта 1133 м, удлинение скважины 28,04 м, глубина скважины до кровли перфорированного пласта с учетом удлинения 1104,96 м, расстояние от низа НКТ до пакера 1020 м.

На устье скважины собрали компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный. Спустили компоновку на посадочном инструменте на глубину ЭК скважины, произвели посадку пакера в ЭК скважины в заданном интервале, опрессовали систему пакер-технологические НКТ-ЭК, произвели отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ.

Далее произвели спуск в ЭК скважины воронки на эксплуатационных НКТ. Затем спустили насос на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, произвели стыковку насоса с замковой опорой. Скважину запустили в работу.

Произвели глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ СаС1₂

плотностью ρ_ж.гл. = 1,1*((11,8*100)/9,8*(1133-28,04)) = 0,119 кг/м³

и объемом V_ж.гл. = ((3,14*0,146²)/4)*1104,96 = 18,48 м³.

Затем оставили скважину на технологическую выдержку

Т = 1020/400 = 2,55 ч.

Скважина была заглушена. После ремонта скважина была освоена в течение 24 ч.

Предлагаемый способ глушения скважин обеспечивает безопасное проведение работ при ремонте скважин, оборудованных глубинными насосами.

Способ для глушения скважин, включающий закачку жидкости глушения, закрытие скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, что на устье скважины собирают следующую компоновку сверху вниз: технологические насосно-компрессорные трубы - НКТ, пакер, замковая опора, инструмент посадочный, спускают компоновку на посадочном инструменте на заданную глубину эксплуатационной колонны - ЭК скважины, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины в заданном интервале, опрессовывают систему пакер-технологические НКТ-ЭК, производят отстыковку инструмента посадочного от компоновки и его подъем на технологических НКТ, далее производят спуск в ЭК скважины воронки с эксплуатационными НКТ, а затем спуск насоса на штанговой колонне через эксплуатационные НКТ с воронкой, производят стыковку насоса с замковой опорой, скважину запускают в работу, далее производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкости глушения плотностью

где ρ_ж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Р_пл. - пластовое давление, МПа;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

L_удл. – удлинение скважины, м,

и объемом

где d_эк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_кр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,

при этом технологическая выдержка равна

T=H/V,

где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;

V - скорость замещения жидкостей, м/с.