СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
METHOD FOR WELL REPAIR

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины, вскрывшей два и более продуктивных пласта.
Известен способ цементирования обсадных колонн, который включает спуск обсадной колонны в скважину, заполненную промывочной жидкостью, закачивание тампонажного раствора с устья скважины в обсадную колонну и продавку его цементировочными агрегатами в затрубное пространство с подъемом до устья или до расчетной высоты. Кроме того, перед закачиванием тампонажного раствора межколонное (заколонное) пространство на устье герметизируют, устанавливают вакуумманометр, задвижку и через линию обвязки соединяют на прием с насосным агрегатом. В процессе закачивания тампонажного раствора в обсадную колонну и продавливания его в заколонное пространство вытесняемую жидкость из заколонного пространства откачивают насосным агрегатом при открытой задвижке в мерник вначале с производительностью, равной производительности продавливания, а к концу продавки подачу снижают до минимальной, не изменяя производительности откачивания. После продавливания тампонажного раствора до устья или расчетной высоты откачивание прекращают, а задвижку на устье закрывают на период затвердевания цемента (Номер публикации 93033445, опублик. 1996.07.10).
Известный способ не позволяет создать качественный изолирующий мост в заколонном пространстве между двумя продуктивными пластами.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта заколонного пространства скважины, включающий уточнение глубины нахождения дефекта или отверстия в обсадной колонне, установку извлекаемого пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания под давлением, сброс давления и извлечение пакера. Закачку тампонажного раствора в зону дефекта или отверстий осуществляют после установки пакера ниже дефекта или отверстий с оставлением части тампонажного раствора пакером, затем сбрасывают давление и сразу же приподнимают пакер и перекрывают им дефект или отверстие в колонне, а вымывание остатков тампонажного раствора над пакером осуществляют путем создания над ним циркуляции продавочной жидкости, причем давление в обсадной колонне сбрасывают при сохранении давления в пакере (Патент РФ №1832822, опублик. 2000.09.20 - прототип).
Способ позволяет отремонтировать заколонное пространство скважины в случае отсутствия там цементного кольца. При наличии дефектного цементного кольца или его остатков тампонажный раствор не проникает в заколонное пространство и не создает надежного моста между продуктивными пластами в околоскважинном пространстве.
В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами.
Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, согласно изобретению установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами, перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера, для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве, перед удалением пакера выравнивают давления в надпакерном и подпакерном пространстве, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала.
Признаками изобретения являются:
1. установка пакера;
2. закачка твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство;
3. вымывание остатков тампонажного раствора;
4. ожидание его затвердевания;
5. сброс давления;
6. извлечение пакера;
7. установка пакера между нижним и верхним продуктивными пластами;
8. перед закачкой изолирующего материала заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановка пакера;
9. повышение давления в подпакерном пространстве;
10. снижение давления в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве;
11. выравнивание давления в надпакерном и подпакерном пространстве;
12. удаление пакера;
13. промывка скважины от остатков изолирующего материала;
14. проведение технологической выдержки для схватывания и твердения изолирующего материала.
Сущность изобретения
При вскрытии скважиной двух и более продуктивных пластов неизбежно возникают перетоки из нижнего пласта с большим давлением в верхний пласт с меньшим давлением по зацементированному заколонному пространству. Нарушение целостности цементного камня в заколонном пространстве и адгезии к обсадной трубе возникает в ходе эксплуатации скважины, при перфорации, кислотных обработках и т.п. Повторное цементирование обычными способами невозможно из-за весьма малых линий тока и невозможности поступления цементного раствора в зацементированное заколонное пространство. В предложенном изобретении решается задача ремонта зацементированного заколонного пространства скважины между соседними продуктивными пластами. Задача решается следующим образом.
В скважине вскрыты перфорацией нижний и верхний продуктивный пласт. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого через насосно-компрессорные трубы, конец которых расположен над пакером, прокачивают газ или пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижается, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство жидкостью. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве.
В результате удается создать надежную изоляцию заколонного пространства скважины и исключить перетоки вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.
Пример конкретного выполнения
Ремонтируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую два продуктивных пласта с расстоянием между пластами 12 м. Пластовое давление в нижнем продуктивном пласте на 3 МПа больше, чем в верхнем продуктивном пласте. После перфорации обоих продуктивных пластов и отбора нефти было замечено, что нефть поступает только из нижнего пласта через перфорационные отверстия обоих пластов. Возникла необходимость ремонта заколонного пространства скважины. Для этого в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером на конце. В качестве пакера используют пакер типа ПГРК. Пакер размещают между продуктивными пластами ближе к кровле нижнего продуктивного пласта. В подпакерную зону закачивают цементный тампонажный раствор. Производят упор на забой и установку пакера. Повышают давление в подпакерной зоне созданием давления на устье скважины 10 МПа. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб из пакера. При этом автоматически закрывается посадочное отверстие в пакере и давление в подпакерной зоне сохраняется. Снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве. Для этого по колонне насосно-компрессорных труб пускают сваб с отбором жидкости в емкости на устье скважины. Уровень жидкости в скважине снижают до 600 м от устья, соответственно давление тоже. Совместное воздействие давления на тампонирующий материал из подпакерной зоны и снижение давления в надпакерной зоне способствует поступлению тампонирующего материала через перфорационные отверстия нижнего продуктивного пласта в заколонное пространство скважины между продуктивными пластами и выход его через перфорационные отверстия верхнего продуктивного пласта в скважину. Заколонное пространство оказывается затампонированным. Заполняют надпакерное пространство водой. Вставляют колонну насосно-компрессорных труб в пакер, снижают давление в подпакерной зоне через колонну насосно-компрессорных труб. Срывают пакер. Промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку в течение 48 ч для схватывания и твердения изолирующего материала в околоскважинной пространстве. Осваивают скважину.
В результате исследований установлено, что после ремонта оба продуктивных пласта имеют дебит нефти в соответствии с их продуктивностью, что свидетельствует о создании надежной изоляции заколонного пространства скважины и исключении перетоков вдоль скважины из нижнего продуктивного пласта с высоким пластовым давлением в верхний продуктивный пласт с низким пластовым давлением.