СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
WELL REPAIR METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при ремонте скважины с нарушениями обсадной колонны.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны скважины, который включает спуск пластыря в виде гладкого металлического патрубка с эластичными уплотнениями по концам и якорем в виде продольно-гофрированного патрубка, создание избыточного давления внутри пластыря до расправления гофр якоря и плотного прижатия их к стенкам скважины, придание вращения посадочному инструменту с расширяющей оправкой до плотного и герметичного прижатия стенок пластыря. Спуск пластыря производят на колонне труб, оснащенных снизу полой пробкой и расположенным ниже посадочным инструментом с расширяющей оправкой в виде вальцующей головки с изменяемым вылетом роликов. Пробку перед спуском присоединяют с герметичным перекрытием по периметру к верхнему концу пластыря, нижний конец которого перекрывают герметично башмаком. После установки якоря пробку отсоединяют от пластыря и извлекают из него вместе с посадочным инструментом. Посадочному инструменту при расширении придают дополнительное осевое перемещение вниз с разгерметизацией нижнего конца пластыря в конце расширения. Упрощается осуществление способа, повышается надежность (Патент РФ №2363832, опубл. 10.0,8.2003).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ герметизации обсадной колонны скважины, который включает спуск в интервал установки скважины пластыря, изготовленного в виде гладкого металлического патрубка с эластичными уплотнителями по концам и якорем, расположенным внизу и выполненным в виде продольногофрированного патрубка с наружным диаметром при расправлении гофр не менее внутреннего диаметра скважины в интервале установки, создание избыточного давления внутри пластыря до расправления гофр якоря и плотного их прижатия к стенкам скважины, придание вращения посадочному инструменту с расширяющей оправкой, которая расширяет стенки пластыря до плотного и герметичного их прижатия к стенкам скважины, после чего посадочный инструмент и расширяющую оправку извлекают на поверхность. Спуск пластыря производят на колонне труб, оснащенных снизу полой пробкой, присоединенной с герметичным перекрытием по периметру к верхнему концу пластыря, нижний конец которого перекрыт герметично башмаком, после установки якоря пробку отсоединяют от пластыря и извлекают из скважины. Перед расширением спускают посадочный инструмент с расширяющей оправкой, выполненной в виде вальцующей головки с изменяемым вылетом роликов. Посадочному инструменту при расширении придают дополнительное осевое перемещение вниз с разгерметизацией нижнего конца пластыря. Повышается надежность, достигается упрощение и удешевление способа (Патент РФ №2353752, опубл. 27.04.2009 - прототип).
Недостатком известных способов является малая надежность герметизации стенок скважины, особенно при наличии изношенной эксплуатационной колонны.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности герметизации эксплуатационной колонны при сохранении коллекторских свойств пласта.
Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины, согласно изобретению, работы проводят в скважине с не менее чем 6 дюймовой изношенной экплуатационной колонной, пластырем перекрывают интервал перфорации или интервал перфорации с нарушениями сплошности эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны, работы с пластырем проводят в среде водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), спускают в скважину новую эксплуатационную колонну, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну.
Сущность изобретения
Известные способы ремонта скважин, включающие постановку пластыря на дефектное место, оказываются малоэффективными при сильно изношенной эксплуатационной колонне. Защита только одного места не гарантирует от возникновения нового дефектного места в эксплуатационной колонне.
На сегодняшний день способ герметизации эксплуатационных колонн внедрением дополнительных колонн и цементируемых пластырей, иначе говоря цементируемых летучек малого диаметра получил широкое распространение как наиболее надежный и долговечный. Однако в процессе частичной блокировки интервалов перфорации и последующих работ по подъему цемента за дополнительной колонной (цементируемой летучкой) возникает кольматация интервалов перфорации наполнителями и цементным раствором, применяемым при ремонтно-изоляционных работах. Это отрицательно сказывается на коллекторских свойствах пластов -наблюдается заметное снижение коэффициента продуктивности скважин. Более того, в большинстве случаев наблюдается снижение коэффициента продуктивности в 2 и более раза. Наиболее же резкое снижение продуктивности наблюдается на скважинах с улучшенными коллекторскими свойствами - с ранее проведенным гидроразрывом пласта.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности герметизации эксплуатационной колонны при сохранении коллекторских свойств пласта. Задача решается следующим образом.
Работы проводят в скважине с не менее чем 6-дюймовой (с условным диаметром 168 мм) изношенной экплуатационной колонной. При ремонте заполняют скважину водным раствором ПАВ. В основном используют неионогенные и анионоактивные ПАВ типа ОП-7, ОП-10 и т.п. и композиционные ПАВ, состоящие из смесей ПАВ типа МЛ-72, МЛ-80, МЛ-81Б и т.п. ПАВ применяют преимущественно в виде 1-3%-ного водного раствора.
Прорабатывают интервал перфорации продуктивного пласта и рядом расположенные дефектные места эксплуатационной колонны. Проработка колонны проводится с применением гидравлического скребка на насосно-компрессорных трубах (НКТ), над скребком на расстоянии одной трубы устанавливается жесткий шаблон (наружным диаметром 144 мм для эксплуатационной колонны 168 мм). Проработка скребком проводится в месте посадки пластыря (летучки), очистка эксплуатационной колонны проводится с запасом по 10 м выше и ниже места посадки летучки. При наличии парафиноотложений в интервале посадки очистку колонны скребком проводить с промывкой растворителей.
Спускают в интервал ремонта пластырь (летучку) с якорем. Пластырем перекрывают интервал перфорации эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Производят посадку якоря. Расширяют стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины.
Спускают в скважину новую эксплуатационную колонну с перекрытием дефектной (изношенной) части колонны, продуктивной части, защищенной пластырем (летучкой) от попадания тампонажных материалов, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну.
В результате исключается попадание цемента в перфорационные отверстия в продуктивной части старой эксплуатационной колонны, перфорационные отверстия промываются раствором ПАВ, а при перфорации продуктивной части увеличивается плотность перфорации за счет появления новых перфорационных отверстий и сохранения существующих. Все это позволяет создать надежно загерметизированную эксплуатационную колонну при сохранении коллекторских свойств пласта.
Пример конкретного выполнения
Выполняют ремонт нефтедобывающей скважины, находящейся в эксплуатации 31 год с интервалом продуктивного пласта от 1763 м до 1767 м. На расстоянии 247,6 м от интервала имеется дефектное место (в интервале от 1505 м до 1515,4 м). Скважина обсажена 6-дюймовой эксплуатационной колонной. При ремонте заполняют скважину 2%-ным водным раствором ПАВ МЛ-81Б. Прорабатывают интервал перфорации продуктивного пласта эксплуатационной колонны. Спускают в скважину пластырь длиной 12 м с якорем. Пластырем перекрывают интервал перфорации продуктивного пласта от 1763 м до 1767 м эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Производят посадку якоря. Расширяют стенки пластыря до их прижатия к стенкам скважины в интервале перфорации.
Спускают в скважину новую 4-дюймовую эксплуатационную колонну с условным диаметром 114 мм с перекрытием дефектного места в интервале от 1505 до 1515,4 м колонны и интервала перфорации в интервале от 1763 м до 1767 м, защищенного пластырем (летучкой), цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, для вызова притока перфорируют системой КПО-73ПП (40 отверстий) в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну. Осваивают скважину.
3
В результате выполненных работ новая 4 дюймовая эксплуатационная колонна установлена в интервале от 1393,7 м до 1821,4 м с перекрытием: дефекта (износа) старой колонны (в интервале от 1505 м до 1515,4 м), пластыря (летучкой), спущенного в интервале от 1760 м до 1772 м для защиты пласта (перфорированного в интервале от 1763 м до 1767 м) от негативного воздействия тампонажных материалов. По результатам выполненных работ был сохранен дебит скважины на уровне 20 м/сут. Скважина надежно загерметизирована при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта.
Применение предложенного способа позволит повысить надежность герметизации скважины и сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.