способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб

Формула изобретения

Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб, включающий нагнетание в колонну насосно-компрессорных труб через гибкую трубу колтюбинговой установки технологической жидкости или газожидкостной смеси с одновременной подачей гибкой трубы к верхней поверхности пробки в колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что одновременно с работой колтюбинговой установки осуществляют подачу газожидкостной смеси в затрубье скважины от установки нагнетания газа, соединенной с емкостью технологической жидкости и принимающей линией - с газопроводом, осуществляют повышение давления в нагнетательной линии установки нагнетания газа в 1,2-15 раз, нагнетание в колонну насосно-компрессорных труб через гибкую трубу технологической жидкости осуществляют от колтюбинговой установки, а газожидкостной смеси - от установки нагнетания газа, причем при ремонте скважины применяют азотированную газожидкостную смесь, вырабатываемую автономным газогенератором установки нагнетания газа в случае отключения или отсутствия газопровода.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к технологиям проведения интенсификации и ремонта скважин с одновременным использованием колтюбинговой техники и установки нагнетания газа (УНГ).

Известен способ выполнения промысловых операций на скважинах с использованием длинномерной безмуфтовой трубы, включающий непрерывный разгиб-изгиб находящейся под внутренним давлением трубы при спускоподъемных работах, когда на участках разгиба-изгиба выравнивают внутреннее и внешнее давления на трубу за счет нагружения трубы внешним давлением (патент РФ 2149254, Е 21 В 19/22).

Недостатками известного способа являются ограниченные возможности при ремонте скважин и отсутствие возможности интенсивного уменьшения времени проведения ремонта скважины.

Известен способ ремонта скважин с помощью колтюбинговых установок, в соответствии с которым определяют техническое состояние скважины (отбор проб на различных режимах, отбивка текущего забоя), проводят спуск гибкой трубы до верха песчаной пробки, затем промывают песчаную пробку до забоя скважины подачей в гибкую трубу раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), при этом для предупреждения гидратообразования также производят дозированную подачу метанола, далее продувают скважину на факел с целью удаления песка из колонны насосно-компрессорных труб, извлекают гибкую трубу, последней операцией является исследование скважины после проведения ремонта (Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Изд. УГНТУ, Уфа, 2000 г., с. 119-120).

Недостатком данного способа является ограниченные технологические возможности при ремонте скважин.

Наиболее близким к изобретению является способ ремонта скважин путем уменьшения противодействия на пласт при вызове притока посредством удаления жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Такой ремонт скважины связан со спуском дополнительной колонны гибких труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. Данный способ определяет спуск гибкой трубы и подачу через нее газа до тех пор, пока по НКТ станет подниматься пластовая жидкость. Способ ремонта скважин с применением колонны гибких труб также подразумевает подачу через гибкую трубу промывочной жидкости или пены, которые размывают пробку в скважине с одновременной подачей гибкой трубы к верхней поверхности пробки в колонне НКТ. При этом твердые частицы, слагающие пробку в технологической жидкости, поднимаются по кольцевому пространству (искусственному затрубью) НКТ (Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В. И., Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы, изд. Академии горных наук, г. Москва, 1999 г., с. 145-152).

Недостатками известного способа являются отсутствие возможности одновременного использования имеющегося затрубья скважины, ограниченные способы ремонта и высокая стоимость текущего и капитального ремонта скважин.

Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в расширении технологических возможностей при ремонте скважин, уменьшении времени проведения ремонта и снижении стоимости текущего и капитального ремонта скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе ремонта скважин посредством создания искуственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб, включающем нагнетание в колонну насосно-компрессорных труб через гибкую трубу колтюбинговой установки технологической жидкости или газожидкостной смеси с одновременной подачей гибкой трубы к верхней поверхности пробки в колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению одновременно с работой колтюбинговой установки осуществляют подачу в затрубье скважины газожидкостной смеси от установки нагнетания газа, соединенной с емкостью технологической жидкости и принимающей линией - с газопроводом, осуществляют повышение давления в нагнетательной линии установки нагнетания газа в 1,2 - 15 раз, нагнетание в колонну насосно-компрессорных труб через гибкую трубу технологической жидкости осуществляют от колтюбинговой установки, а газожидкостной смеси - от установки нагнетания газа, причем при ремонте скважины применяют азотированную газожидкостную смесь, вырабатываемую автономным газогенератором установки нагнетания газа в случае отключения или отсутствия газопровода.

На чертеже приведена технологическая схема осуществления способа ремонта скважины посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб с применением достаточного наименования оборудования. На технологической схеме осуществления способа изображены:

1 - насосно-компрессорная труба (НКТ); 2 - обсадная колонна; 3 - затрубье скважины; 4 - гибкая труба; 5 - колтюбинговая установка; 6 - манометр давления промывочной жидкости в гибкой трубе; 7 - задвижка трубной головки арматуры; 8 - установка нагнетания газа (УНГ); 9 - манометр нагнетательной линии УНГ; 10 - емкость технологической жидкости; 11 - манометр принимающей линии УНГ; 12 - газопровод; 13 - манометр газопровода; 14 - превентор колтюбинговый; 15 - струнная задвижка арматуры; 16 - факельная линия; 17 - амбар с обваловкой; 18 - задвижка нагнетательной линии УНГ; 19 - задвижка газопровода; 20 - пробка в скважине; 21 - искусственное затрубье.

Способ осуществляют следующим образом. Гибкую трубу 4 вводят в НКТ 1 и опускают до пробки 20 на расстояние 2-5 м. Принимающую линию УНГ подсоединяют к газопроводу 12, при этом задвижка 19 открыта и манометр 11 показывает принимающее давление УНГ. С другой стороны УНГ соединяют с емкостью технологической жидкости 10. Нагнетательную линию УНГ соединяют с задвижкой трубной головки арматуры 7, которая открыта. При этом задвижка нагнетательной линии УНГ 18 закрыта. Открывают струнную задвижку арматуры 15, к ней подсоединяют факельную линию 16, консольный конец которой располагают в амбаре с обваловкой 17. Колтюбинговая установка 5 нагнетает промывочную жидкость в гибкую трубу 4. Одновременно УНГ 8 принимает газ от газопровода 20, компремирует его и с повышенным давлением (до 15 МПа), смешивая в необходимой пропорции с технологической жидкостью из емкости 10, подает через задвижку 7 в затрубье скважины 3. Под нижним концом НКТ (башмак) образуется повышенное давление от газожидкостной смеси (ГЖС), которое воздействует снизу на пробку 20 в НКТ. Таким образом, на пробку 20 одновременно воздействуют интенсивным образом два разрушающих пробку 20 процесса, сверху работает размыв от гибкой трубы 4, а снизу воздействует давление ГЖС. Материал пробки 20 движется вверх по искусственному затрубью 21, проходит струнную задвижку 15, факельную линию 16 и попадает в амбар с обваловкой 17.

В случае отключения газопровода 20 или его отсутствия, в УНГ 8 работает автономный газогенератор, вырабатывающий азот. Таким образом, имеется возможность применить азотированную ГЖС или нагнетать в затрубье скважины 3 азот при отключении емкости 10. Для расширения технологических возможностей при ремонте скважины применяется дополнительная схема ремонта. Закрывают задвижку 7 и открывают задвижку 18. Это позволяет подавать от УНГ 8 ГЖС в гибкую трубу 4. При этом имеется возможность работать как с газопроводом 20, так и без него. Также УНГ позволяет изменять газовое число в нагнетательной линии при совместной работе с емкостью 10.

Промышленная применимость заявляемого способа проверена при ремонте скважин на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении в 2001 г. Ремонт скважин проводило Управление интенсификации и ремонта скважин ООО "Уренгойгазпром". Результаты ремонта пяти скважин приведены в таблице.

Таким образом, использование заявляемого способа позволяет расширить технологические возможности при ремонте скважин, уменьшает время проведения ремонта, снижает стоимость текущего и капитального ремонта скважин.