Способ глушения скважин
WELL PLUGGING METHOD

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)
ж.г.
3
где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
К– коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;
2
g- ускорение свободного падения, м/с;
пл.
Р- пластовое давление, МПа;
кр.
–
Нглубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;
удл.
–
Lудлинение скважины, м,
и объемом
(2)
эк
где d – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
кр.
Н– глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,
при этом технологическая выдержка равна
(3)
Н
где - 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.
2
Производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкостью глушения (в качестве жидкости глушения используют, например, СаС1)
плотностью
(1)
ж.г.
3
где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
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);
пл.
Р- пластовое давление, МПа;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
кр.
–
Нглубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;
удл.
–
Lудлинение скважины, м,
и объемом
(2)
эк
где d – внутренний диаметр ЭК, м;
кр.
Н– глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м.
Затем оставляют скважину на технологическую выдержку, которая равна
(3)
Н
где - расстояние от низа НКТ до пакера, м;
V - скорость замещения жидкостей, м/с.
2
Скорость замещения жидкостей принимается, например, от 360 м/ч до 430 м/ч для СаС1.
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.
2
Произвели глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ СаС1
ж.гл.
3
плотностью ρ= 1,1*((11,8*100)/9,8*(1133-28,04)) = 0,119 кг/м
ж.гл.
2
3
и объемом V= ((3,14*0,146)/4)*1104,96 = 18,48 м.
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.