Способ удаления уплотнённой пробки из скважины
METHOD FOR REMOVAL OF COMPACTED PLUG FROM WELL

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам для  удаления уплотнённых пробок (песчаных и/или проппантных) в процессе ремонта скважины с использованием колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), бурильных труб (БТ) или колтюбинговой установки с безмуфтовыми длинномерными трубами (БДТ).
Известен способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин (патент RU № 2188304, опубл. 27.08.2002), заключающийся в монтаже колтюбинговой установки с БДТ, установке противовыбросового и насосного оборудования, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывке скважины в зоне образования песчаной пробки. Приготовление промывочной пенообразующей жидкости ведут в два этапа. Первоначально смешивают техническую воду в количестве 70-75 об.% с одноатомным спиртом в количестве 25-30 об.%, а затем в полученный раствор добавляют неонол водорастворимый в количестве 1,0-1,5%, а при проведении операции промывки первоначально осуществляют подачу гидромониторной насадки со скоростью до 0,1 м/с до достижения расстояния между песчаной пробкой и гидромониторной насадкой 9-10 м, затем скорость подачи снижают до 0,001 м/с и подают пенообразующую жидкость в БДТ , причем дальнейшую подачу гидромониторной насадки для промывки пробки ведут с усилием подачи 300-500 кг до достижения установленного интервала, причем при промывке пробки площадь проходного сечения штуцера выкидной линии устанавливают меньшей площади проходного сечения наиболее узкого места в выкидной линии, при этом  скорость восходящего потока вспененной жидкости в кольцевом пространстве скважины поддерживают в интервале не менее 0,1-0,4 м/с при максимальном давлении промывочной жидкости не более 21 МПа.
Недостатки способа:
- низкая эффективность удаления уплотненных пробок без разбуривания уплотнённой песчаной пробки;
- низкое качество воздействия струи гидромониторной насадки, влияющей на разрушение уплотнённой пробки в скважине. В итоге уплотнённая пробка разрушается лишь частично при длительном гидромониторном воздействии;
- высокая длительности и трудозатраты проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины, так как реализация способа проводится спуском гидромониторной насадки исключительно на колонне НКТ, кроме того сам процесс разрушения уплотнённой пробки высотой 5-8 м гидромониторной насадкой длительный и трудозатратный.
Наиболее близким является способ удаления уплотнённой пробки из скважины, реализуемый с помощью устройства для разбуривания уплотненной пробки в скважине (патент RU № 162846, опубл. 27.06.2016), заключающийся в спуске в аварийную скважину, до головы уплотненной пробки (песчаной или проппантной), средства приложения осевой силы - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, причём к нижнему концу полого цилиндрического корпуса жестко соединен породоразрушающий инструмент – долото, при этом при разгрузке колонны труб в уплотненную пробку поступательное движение колонны труб, преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб  на разбуриваемую пробку, происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса вращается, приводя во вращательное движение долото, причем при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, производят приподъем колонны труб на 1-2 метра выше пробки. После возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение, до упора в нижний ограничитель хода , проводят повторный доспуск колонны труб, для продолжения циклов бурения, направленных на  разрушение уплотненной пробки, причем долото в процессе приподъема колонны труб  продолжает вращаться разбуривая пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, после удаления пробки реализацию способа прекращают, при этом в качестве колонны труб применяют колонну НКТ или колонну БТ, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата или БДТ колтюбинговой установки.
Недостатками способа являются:
- низкая надежность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки, обусловленная тем, что породоразрушающий инструмент воздействует на уплотнённую пробку за счёт средства приложения осевой силы (колонны труб) без промывки жидкостью. Это приводит к тому, что породоразрушающий инструмент зарывается в уплотнённой пробке, не обеспечивая проходку в уплотнённой пробке  бурением;
- низкая эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, обусловленная отсутствием обратной промывки жидкостью аварийной скважины  по мере разбуривания уплотнённой пробки. В результате разбуренный шлам оседает обратно на пробку в скважине;
- высокая длительность проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины. Это обусловлено отсутствием промывок аварийной скважины жидкостью в процессе разбуривания уплотённой пробки и выносе разбуренного шлама. Из за чего количество циклов воздействия инструментом на уплотнённую пробку кратно увеличивается, что и приводит к увеличению времени ремонта скважины по удалению уплотнённой пробки.
Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки и эффективности выноса разбуренного шлама из скважины, а также сокращение длительности проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины.
Технические задачи решаются способом удаления уплотнённой пробки из скважины, включающим спуск в аварийную скважину до головы уплотненной пробки средства приложения осевой силы F - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен породоразрушающим инструментом – долото, разгрузку колонны труб в уплотненную пробку при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб  на разбуриваемую пробку, стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб, для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение уплотненной пробки, после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение, до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, при этом в качестве колонны труб применяют колонну насосно-компрессорных труб или колонну бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки.
Новым является то, что после спуска колонны труб, оснащенной снизу винтовой парой и долотом до головы уплотненной пробки, на устье аварийной скважины устанавливают и обвязывают между собой с возможностью прямой и обратной промывок жидкостью аварийной скважины насосный агрегат, переключатель потока жидкости и желобную ёмкость, удаляют уплотнённую пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё, при этом каждый цикл включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки и вынос разбуренного шлама из аварийной скважины, причём цикл бурения осуществляют разбуриванием части уплотнённой пробки путем разгрузки колонны труб на уплотнённую пробку до упора в верхний ограничитель хода при продолжающейся прямой промывке жидкостью аварийной скважины, а вынос песка осуществляют при подъеме колонны труб в нижний ограничитель хода при одновременной обратной промывке жидкостью аварийной скважины, при этом переключения между прямой промывкой на обратную промывку, и наоборот, выполняют с помощью переключателя потока жидкости, после окончания удаления уплотненной пробки и упора колонны труб в забой аварийной скважины производят набор собственного веса колонны труб и обратной промывкой в 1,5 кратном объеме скважины производят обратную промывку.
На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично и последовательно изображён предлагаемый способ удаления уплотнённой пробки из скважины.
При эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта 1 (см. фиг. 1), при этом жидкость и газ во время движения по пласту 1 увлекают в полость скважины значительное количество песка. Если скорость восходящего потока жидкости при её отборе из скважины недостаточна для подъема песчинок совместно с жидкостью, то песок осаждается на забое скважины, образуя пробку 2. По мере оседания песчинок на пробку 2 она уплотняется, и после того, как интервалы перфорации 3 пласта 1 перекроются песчанной пробкой отбор жидкости из скважины прекращается.  Аналогично образуются и проппантные пробки. Отличие заключается в том, что проппант доставляется в пласт с целью крепления призабойной зоны при  выполнении гидравлического разрыва пласта (ГРП). При эксплуатации скважин после проведения ГРП, пласты которых сложены рыхлыми породами и закреплены проппантом, уже в процессе освоения скважины после ГРП проппант начинает выноситься в полость скважины из призабойной зоны пласта, а затем в процессе последующей эксплуатации скважины постепенно образуется проппантная пробка, которая блокирует пласт и приводит к прекращению отбора нефти из скважины.
Способ реализуют следующим образом.
Способ удаления уплотнённой пробки 2 из скважины заключается в спуске в аварийную скважину 4 до головы уплотненной пробки 2 (песчаной) с помощью передвижного подъёмного агрегата или колтюбинговой установки (на фиг. 1-4 показано условно) колонны труб 5, оснащенной снизу несамотормозящим механизмом - винтовой парой 6 и породоразрушающим инструментом - долотом 7.
В качестве колонны труб 5 применяют колонну НКТ или колонну БТ, спускаемых в аварийную скважину 4 с помощью передвижного подъёмного агрегат или же БДТ, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговую установки.
Например, в качестве колонны труб 5 применяют БДТ 5 диаметром 38,1 мм с толщиной стенки 3,4 мм, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговой установки, например марки МКЗОТ производства Фидмаш, Республика Беларусь, г. Минск.
После спуска колонны БДТ 5,  оснащенной снизу винтовой парой 6 и долотом 7, до головы уплотненной пробки 2, на устье аварийной скважины 4 устанавливают и обвязывают между собой с возможностью прямой и обратной промывок жидкостью аварийной скважины 4 насосный агрегат 8, переключатель потока 9 жидкости и желобную ёмкость 10.
В качестве насосного агрегата 8 применяют, например насосную установку Н 504 производства Фидмаш, Республика Беларусь, г. Минск.
В качестве переключателя потока 9 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
В качестве желобной ёмкости, например применяют ёмкость желобную с системой очистки производства ООО «Синергия технологий» РФ, Республика Татарстан, г. Казань.
Переключатель потока 9 жидкости с одной стороны гидравлически обвязывают с одной стороны с тройником 11, установленном в составе колонны труб 5 на устье аварийной скважины 4, а другой стороны переключатель потока 9 жидкости гидравлически обвязывают с отводом 12 межколонного пространства 13 авариной скважины 4.
Переключение между циклами прямой промывки на обратную промывку, и наоборот, выполняют с помощью переключателя потока 9 жидкости.
Устьевой сальник 14 обеспечивает герметичность на устье авариной скважины 4 при перемещениях колонны труб 5 в процессе реализации способа.
Несамотормозящий механизм - винтовая пара 6, представляет собой полый цилиндрический вал 15 и полый цилиндрический корпус 16, имеющий возможность вращения вокруг своей оси.
Удаление уплотнённой пробки 2 производят циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё.
Каждый цикл (циклическое удаление уплотнённой пробки 2 из скважины 4) включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки 2 и вынос разбуренного шлама из аварийной скважины 4.
В исходном положении, когда верхний торец корпуса 16 (см. фиг. 1) упёрт в верхний ограничитель хода 17 полого цилиндрического вала 15, а переключатель потока 9 жидкости находится в положении показанном на фиг. 1. С помощью насосного агрегата 8 вызывают циркуляцию жидкости через аварийную скважину 4 прямой промывкой жидкости через тройник 11 по колонне БДТ 5 через межколонного пространства 13 и отводом 12 до появление жидкости в желобной емкости 10 (определяют визуально).
3
В качестве жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1100 кг/м.
3
Далее производят бурение пробки 2  разгрузкой колонны БДТ 5 в уплотненную пробку 2, при этом поступательное движение колонны БДТ 5, преобразуется во вращательное движение долота 7, причём под действии осевой силы F, создаваемой  весом колонны труб  5, например 4000 Н,  на разбуриваемую пробку 2 происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала 15 и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полого цилиндрического корпуса 16 вращается, приводя во вращательное движение долото 7, причем при достижении полым цилиндрическим валом 15 крайнего нижнего положения, ограничивающееся нижним ограничителем хода 18, в которую упирается нижний торец корпуса 16, при этом поступательное перемещение колонны БДТ 5  (см. фиг. 2) прекращается, а вращение долота 7 продолжается, при этом долото 7 разбуривает пробку 2 на высоту – h, например равную 1 метру до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят  вращение долота 7. Например, после вызова циркуляции жидкости в желобную ёмкость, при проведении бурения уплотнённой пробки 2 при прямой промывке жидкостью по колонне БДТ 5 закачивают жидкость в объёме 2 м.
Далее приступают к выносу разбуренного шлама (песка, проппанта).
Для этого сначала на устье скважины с помощью переключателя потока 9 (см. фиг. 3) жидкости, не останавливая насосный агрегат 8 производят переключение прямой промывки на обратную промывку жидкости, т.е. циркуляции жидкости через отвод 12, межколонное пространство 13 по колонне БДТ 5 и через тройник 11 дожидаются появление жидкости в желобной емкости 10 (определяют визуально). Затем приподнимают колонну БДТ 5 до упора верхнего торца корпуса 16 в верхний ограничитель хода 17 полого цилиндрического вала 15. В результате корпус 16 относительно полого цилиндрического вала 15 винтовой пары 6 занимает исходное положение.
Вынесенный из аварийной скважины 4 разбуренный шлам попадает в желобную емкость вместе с жидкостью. При этом шлам оседает на дно желобной ёмкости 10, откуда в последствии утилизируется, а жидкость очищается и подается на приём насосного агрегата 8.
3
После чего доподнимают колонну БДТ 5 ещё на 1-2 метра для улучшения эффективности выноса разбуренного шлама 19 (фиг. 3). По окончании выноса разбуренного шлама, (например, при проведении обратной промывки жидкостью аварийной скважины 4 закачивают жидкость в объёме 4 м), колонну БДТ 5 до спускают до упора в голову уплотнённой пробки 2.
Таким образом реализуют один цикл удаления уплотнённой пробки из скважины.
Аналогичным образом реализуют остальные циклы до достижения долотом 7 забоя аварийной скважины 4, например в четыре цикла.
3
3
3
После окончания удаления (последнего цикла) уплотненной пробки 2 (см. фиг.4) и упора колонны БДТ 5 в забой аварийной скважины 4 производят набор собственного веса колонны БДТ 5, например 4000 Н и обратной промывкой в 1,5 кратном объеме скважины 4. Например, один объём аварийной скважины 4 составляет 18 м: получим 18 м ·1,5 = 27 м производят обратную промывку аварийной скважины 4 жидкостью с целью полной очистки скважины от разбуренного шлама.
После окончания работ извлекают из аварийной скважины 4 колонну БДТ 5, оснащенную снизу несамотормозящим механизмом - винтовой парой 6 и породоразрушающим инструментом - долотом 7.
Далее осваивают пласт 1 добывающей скважины по любой известной технологии, оснащают насосным оборудованием (на фиг. 1-4 не показано) и запускают её в эксплуатацию.
Повышается надежность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки, так как породоразрушающий инструмент - долото воздействует на уплотнённую пробку за счёт средства приложения осевой силы (колонны труб) с прямой промывкой жидкостью. Это исключает зарывания долота в уплотнённой пробке и обеспечивает проходку (разбуривание) в уплотнённой пробке в каждом цикле на высоту h (см. фиг. 2).
Повышается эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, благодаря наличию обратной промывки жидкостью аварийной скважины по мере разбуривания уплотнённой пробки. В результате разбуренный шлам не оседает обратно на пробку в аварийной скважине, а с потоком жидкости выносится в желобную ёмкость.
В 1,5-2 раза сокращается длительность проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины. Это обеспечивается наличием прямой и обратной промывок аварийной скважины жидкостью в процессе реализации способа. Промывки ускоряют процессы разбуривания уплотнённой пробки и выноса разбуренного шлама из аварийной скважины. Из-за чего количество циклов воздействия инструментом на уплотнённую пробку снижается. Предлагаемый способ удаления уплотнённой пробки из скважины позволяет:
- повысить надёжность реализации способа при разбуривании уплотнённой пробки долотом;
- повысить эффективность реализации способа за счёт выноса разбуренного шлама из скважины обратной промывкой жидкостью;
- ускорить процесс удаления уплотнённой пробки из скважины.