RU2764406C1 - Способ глушения скважин - Google Patents
Способ глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2764406C1 RU2764406C1 RU2021126393A RU2021126393A RU2764406C1 RU 2764406 C1 RU2764406 C1 RU 2764406C1 RU 2021126393 A RU2021126393 A RU 2021126393A RU 2021126393 A RU2021126393 A RU 2021126393A RU 2764406 C1 RU2764406 C1 RU 2764406C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing
- packer
- killing
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационных скважин с глубинно-насосным подземным оборудованием при выполнении ремонтных работ. Способ включает закачку жидкости глушения, закрытие скважины на технологическую выдержку. 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 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. Затем производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкости глушения плотностью, определяемой по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение безопасности работ при ремонте скважин, оборудованных глубинными насосами.
Description
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
где ρж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;
g- ускорение свободного падения, м2/с;
Рпл. - пластовое давление, МПа;
Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;
Lудл. – удлинение скважины, м,
и объемом
где dэк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,
при этом технологическая выдержка равна
где Н - 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.
Производят глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ жидкостью глушения (в качестве жидкости глушения используют, например, СаС12)
плотностью
где ρж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
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);
Рпл. - пластовое давление, МПа;
g - ускорение свободного падения, м2/с;
Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;
Lудл. – удлинение скважины, м,
и объемом
где dэк – внутренний диаметр ЭК, м;
Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м.
Затем оставляют скважину на технологическую выдержку, которая равна
где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;
V - скорость замещения жидкостей, м/с.
Скорость замещения жидкостей принимается, например, от 360 м/ч до 430 м/ч для СаС12.
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.
Произвели глушение скважины замещением скважинной жидкости циркуляцией через затрубное пространство скважины и НКТ СаС12
плотностью ρж.гл. = 1,1*((11,8*100)/9,8*(1133-28,04)) = 0,119 кг/м3
и объемом Vж.гл. = ((3,14*0,1462)/4)*1104,96 = 18,48 м3.
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.
Claims (16)
- Способ для глушения скважин, включающий закачку жидкости глушения, закрытие скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, 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 жидкости глушения плотностью
- где ρж.г. - плотность жидкости глушения, кг/м3;
- К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления в зависимости от глубины скважины;
- g - ускорение свободного падения, м2/с;
- Рпл. - пластовое давление, МПа;
- Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;
- Lудл. – удлинение скважины, м,
- и объемом
- где dэк – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
- Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м,
- при этом технологическая выдержка равна
- T=H/V,
- где Н - расстояние от низа НКТ до пакера, м;
- V - скорость замещения жидкостей, м/с.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021126393A RU2764406C1 (ru) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | Способ глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021126393A RU2764406C1 (ru) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | Способ глушения скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2764406C1 true RU2764406C1 (ru) | 2022-01-17 |
Family
ID=80040464
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021126393A RU2764406C1 (ru) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | Способ глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2764406C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2806988C1 (ru) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2105138C1 (ru) * | 1997-09-03 | 1998-02-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ глушения эксплуатационной скважины |
RU2121566C1 (ru) * | 1996-04-11 | 1998-11-10 | Мамедов Борис Абдулович | Способ глушения эксплуатационных скважин |
EP2591207A1 (en) * | 2010-07-09 | 2013-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for killing a well |
RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2616632C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
-
2021
- 2021-09-08 RU RU2021126393A patent/RU2764406C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2121566C1 (ru) * | 1996-04-11 | 1998-11-10 | Мамедов Борис Абдулович | Способ глушения эксплуатационных скважин |
RU2105138C1 (ru) * | 1997-09-03 | 1998-02-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ глушения эксплуатационной скважины |
EP2591207A1 (en) * | 2010-07-09 | 2013-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for killing a well |
RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2616632C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2806988C1 (ru) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2460876C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта | |
RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
CN108779666A (zh) | 单次进入压裂方法 | |
RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2764406C1 (ru) | Способ глушения скважин | |
RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
RU2432457C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
RU2301885C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2601960C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
RU2680563C1 (ru) | Способ и устройство для геомеханического воздействия на пласт | |
RU2324050C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины | |
RU106649U1 (ru) | Технологическая компоновка для освоения скважин | |
US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
RU2593283C1 (ru) | Способ извлечения из скважины пакера | |
RU2783030C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
RU85943U1 (ru) | Устройство для гидроразрыва пласта | |
RU2807319C1 (ru) | Способ разработки участка нефтяной залежи | |
CN114198051B (zh) | 一种高含硫废弃井封井方法 |