Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно- изоляционных работах

Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно- изоляционных работах

Реферат

 

Изобретение относится к струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Способ работы установки заключается в том, что предварительно устанавливают в скважине разбуриваемый пакер с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение канала обратным клапаном. В скважину спускают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером. Хвостовик-стингер устанавливают ниже корпуса и соединяют с разбуриваемым пакером. При этом открывают обратный клапан и сообщают подпакерное пространство с внутренней полостью колонны труб. На кабеле спускают во внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса насоса с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения кабеля. По достижении прибором продуктивного пласта его устанавливают неподвижно. Насосом последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта. Регистрируют в этом режиме с помощью прибора забойное давление и параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом прибор вдоль скважины в подпакерной зоне. После исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины. Извлекают из скважины прибор с герметизирующим узлом. Далее при необходимости проводят через насос геолого-технические мероприятия и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт. Затем извлекают прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку. Вставку устанавливают в проходном канале корпуса насоса с перекрытием каналов подвода насоса и разобщением затрубного пространства колонны труб и ее внутреннего пространства. Приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением пространства скважины на над- и подпакерное. Закачивают в колонну труб тампонажный раствор. По достижении раствором нижней части хвостовика-стингера опускают колонну труб и соединяют последний с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана. Затем закачивают раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт и извлекают колонну труб с насосом и хвостовиком-стингером из скважины. После затвердевания раствора разбуривают пакер и образовавшийся цементный мост. Проводят перфорацию пласта и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и насосом. Производят распакеровку пакера и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные работы по интенсификации дебита скважины. В результате достигается оптимизация операций по освоению скважины и повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ. 5 ил.

Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, размещение перфоратора против продуктивного пласта и подрыв перфоратора с последующим прокачиванием жидкой рабочей среды через струйный насос (см. авторское свидетельство SU 1146416, опубл. 23.03.1985).

Данный способ позволяет проводить перфорацию скважины при заданной величине депрессии и откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта, однако данный способ не позволяет проводить установку в скважине технологического оборудования ниже струйного насоса, а также производить замену последнего в процессе работы без распакеровки колонны насосно-компрессорных труб, что снижает эффективность проводимой работы по освоению скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск на колонне труб и установку над продуктивным пластом струйного насоса и пакера, спуск на кабеле в интервал продуктивного пласта излучателя и приемника-преобразователя физических полей, причем кабель пропущен через размещенный на нем герметизирующий узел, и создание депрессии на пласт с помощью струйного насоса (см. патент РФ 2129671 C1, МПК 6 F 04 F 5/02, 27.04.1999).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса, в том числе путем создания перепада давления над и под герметизирующим узлом. Однако данный способ работы установки не дает возможности провести полный объем работ по исследованию и восстановлению скважины, что сужает область его использования.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является оптимизация операций по освоению скважины и за счет этого повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ с помощью скважинной струйной установки.

Указанная задача решается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах заключается в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовиком-стингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером, с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля как при работающем, так и при неработающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее при необходимости проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, потом извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединял компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные исследования или работы по интенсификации дебита скважины, а после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу.

В ходе проведенного исследования было установлено, что выполнение технологических операций в скважине с помощью скважинной струйной установки в определенной последовательности с использованием вспомогательного оборудования позволяет значительно повысить надежность проводимых ремонтных работ в скважине. Установка в скважине разбуриваемого пакера с проходным каналом и обратным клапаном в совокупности с установкой над указанным пакером скважинной струйной установки позволило расширить возможности по разобщению пространства скважины. Представляется возможность разобщать не только надпакерное и подпакерное пространство, но затрубное пространство колонны труб и пространство внутри колонны труб, причем указанное разобщение можно проводить в различном сочетании, что позволило расширить возможности как по исследованию скважины, так и по ее ремонту.

В единый технологический цикл были объединены такие, казалось бы, не взаимосвязанные работы, как создание различного вида депрессий и репрессий на пласт, подача в скважину тампонажного раствора, кислотная обработка скважины и проведение работ по перфорированию скважины. В результате была подобрана оптимальная технологическая цепочка операций по исследованию скважины после установки разбуриваемого пакера, которая включает регистрацию забойного давления и параметров пластового флюида при нескольких значениях депрессии на пласт, причем исследование проводят как при работающем, так и при не работающем струйном насосе, а каротажный прибор перемещают вдоль скважины. Далее на базе полученных данных проводятся строго определенные работы по гидродинамической связи продуктивного пласта со скважинной, которые могут включать кислотную обработку скважины, воздействие на пласт циклическими депрессиями-репрессиями, акустическое воздействие на пласт и перестрелы пласта (проведение работ по перфорации пласта с помощью подрыва пиротехнических устройств). Далее проводятся работы по переводу скважины в эксплуатационный режим, который включают подачу тампонажного раствора (преимущественно цементного раствора) в скважину, разбуривание затвердевшего тампонажного раствора и разбуриваемого пакера и проведение перфорации пласта.

Далее представляется возможность установки в скважине скважинной струйной установки с пакером, который в дальнейшем может быть использован как при проведении дальнейших исследований скважины, так и при ее эксплуатации с установкой в скважине выше пакера насоса для принудительной добычи, например, нефти.

Таким образом, описанная выше строго определенная последовательность действий с использованием описанного выше оборудования позволила создать надежный способ работы скважинной струйного установки при проведении в скважине ремонтно-изоляционных работ.

На фиг.1 схематически представлена скважинная струйная установка в момент спуска колонны труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером, на фиг.2 схематически представлена установка в момент спуска в скважины каротажного прибора после установки хвостовика-стингера в разбуриваемом пакере, на фиг.3 схематически представлена установка с установленной в струйном насоса блокирующей вставкой, на фиг. 4 схематически представлена установка в момент разбуривания цементного моста и разбуриваемого пакера и на фиг.5 схематически представлена установка после установки колонны труб со струйным насосом, пакером и хвостовиком с направляющей воронкой.

Скважинная струйная установка для реализации описываемого способа ее работы содержит разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3 и колонну труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Струйный насос 5 с активным соплом 13 установлен в корпусе 7, в котором выполнен проходной канал 8 с посадочным местом 9. Хвостовик-стингер 6 установлен ниже корпуса 7 и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером 1. На каротажном кабеле 10 в скважину через внутреннюю полость колонны труб 4 может быть спущен каротажный прибор 11. На каротажном кабеле 10 подвижно размещен выше каротажного прибора 11 герметизирующий узел 12, который устанавливают на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. Вместо герметизирующего узла 12 в проходном канале 8 на посадочном месте 9 может быть установлена блокирующая вставка 14 со сквозным проходным каналом 15 с перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов подвода активной среды 16 и откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб 4 и пространства внутри колонны труб 4. С помощью долота 18 проводят разбуривание пакера 1 и цементного моста 22. После разбуривания на колонне труб 4 могут быть размещены снизу вверх хвостовик 19 с направляющей воронкой 23, пакер 20 и струйный насос 5, имеющий в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9.

Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах реализуется следующим образом. Сначала в скважине над кровлей продуктивного пласта 21 предварительно устанавливают разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3. Затем производят спуск в скважину колонны труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Далее соединяют хвостовик-стингер 6 с разбуриваемым пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3 и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб 4. Затем на каротажном кабеле 10 спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб 4 каротажный прибор 11 с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле 10 герметизирующим узлом 12, устанавливаемым на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. После достижения каротажным прибором 11 интервала продуктивного пласта 21 устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло 13 струйного насоса 5 последовательно создают несколько значений депрессии на пласт 21 длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта 21, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора 11 забойное давление и параметры пластового флюида. После этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт 21, перемещая при этом каротажный прибор 11 вдоль скважины в подпакерной зоне. После выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор 11 с герметизирующим узлом 12. Далее при необходимости проводят через струйный насос 5 геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт 21 мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта 21, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта 21 в режиме депрессии и т.п. и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов 11 в режиме депрессии на пласт 21. Далее извлекают каротажный прибор 11 вместе с герметизирующим узлом 12 из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб 4 блокирующую вставку 14 со сквозным проходным каналом 15 с установкой последней в проходном канале 8 корпуса 7 струйного насоса 5, перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов 16, 17 подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб 4 и пространства внутри колонны труб 4. После этого приподнимают колонну труб 4, отсоединяя хвостовик-стингер 6 от пакера 1, с закрытием при этом обратного клапана 3 и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное. Затем закачивают в колонну труб 4 тампонажный раствор (например, цементный раствор) и при его достижении нижней части хвостовика-стингера 6 снова опускают колонну труб 4 и соединяют хвостовик-стингер 6 с пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3. После этого закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт 21. Потом извлекают колонну труб 4 со струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6 из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают долотом 18 пакер 1 и цементный мост 22, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора. Далее проводят перфорацию пласта 21 в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб 4 с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком 19 с направляющей воронкой 23, пакером 20 и струйным насосом 5, имеющим в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Затем производят распакеровку пакера 20 и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или дополнительных исследованиях по интенсификации дебита скважины и после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу.

Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работах, а также при испытании и освоении скважин в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.

Формула изобретения

Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах, заключающийся в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовиком-стингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля как при работающем, так и при неработающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее, при необходимости, проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, далее извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные работы по интенсификации дебита скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5