Способ извлечения скважинного оборудования

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам очистки скважины от отложений, в том числе химическими реагентами, для извлечения скважинного оборудования.

Известен способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений (патент RU № 2445449, МПК Е21В 37/06, опубл. 20.03.2012 Бюл. № 8) путем доставки растворителя на прием глубинного насоса с помощью гибкой износостойкой трубки малого диаметра по межтрубному пространству, отличающийся тем, что межтрубное пространство в зоне глубинного насоса перекрывают пакером, а растворитель в необходимом объеме подают под пакер через его переходной канал с обратным клапаном при остановленном глубинном насосе и закрытой задвижке на выходе лифтовых труб на устье скважины, после этого глубинным насосом из имеющегося объема растворителя под пакером закачивают в лифтовые трубы такой объем растворителя V₁, который заполнит пространство в колонне лифтовых труб, свободное от отложений, скважина останавливается на время, необходимое для растворения максимально возможной части отложений объемом V¹ _отл, после этого вторым циклом глубинным насосом в лифтовые трубы закачивают растворитель объемом V₂=V₁+V¹ _отл с последующим ожиданием растворения отложений при остановленной скважине, такое циклическое заполнение лифтовых труб растворителем продолжают до тех пор, пока из лифтовых труб на устье скважины не будет выходить растворитель без значительного содержания элементов отложений, причем при необходимости под пакер закачивают дополнительный объем растворителя для его последующей закачки в лифтовые трубы.

Недостатками данного способа являются необходимость использования сложного оборудования (пакера) и параллельных труб для доставки реагента на вход насоса, отсутствует очистка от отложений непосредственно обсадных труб.

Наиболее близким по технической сущности является способ промывки скважин с поглощающими пластами (патент RU № 2495231, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.10.2013 Бюл. № 28), включающий прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ, через межтрубное пространство в скважинный насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность, причем перед прокачкой водного раствора композиции поверхностно-активных веществ производится закачка расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора, при этом используются гидрофобный эмульсионный раствор с плотностью выше плотности пластовой жидкости и промывочная жидкость с плотностью ниже плотности гидрофобного эмульсионного раствора.

Недостатком данного способа являются большие затраты химического реагента и сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за плотностью закачиваемого реагента, которая располагается в узком диапазоне.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа извлечения скважинного оборудования, позволяющего просто при минимальных затратах дорогостоящих реагентов осуществлять очистку ствола скважины и самого скважинного оборудования от отложений перед подъемом на поверхность.

Техническая задача решается способом извлечения скважинного оборудования, включающим перед извлечением оборудования прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей жидкость с определённой плотностью, через межтрубное пространство в скважинное оборудование и обратно по колонне технологических труб на поверхность.

Новым является то, что предварительно определяют минимально и максимально допустимые давления для вскрытого пласта для исключения нарушения его целостности, перед закачкой промывочной жидкости через межтрубное пространство закачкой газа устьевым насосом снижают уровень скважинной жидкости не менее минимально допустимого по давлению на пласт, а в качестве промывочной жидкости применяют пресную воду, с плотностью меньшей плотности пластовой воды, которую закачивают с максимально возможным для пласта с обеспечением интенсивного турбулентного потока для кавитационного воздействия на отложения, при необходимости обработку повторяют.

Новым является также то, что предварительно определяют состав осадка, исходя из которого определяют вид реагента, его объем и время реагирования для растворения осадка, при этом после прокачки турбулентного потока, но перед извлечением скважинного оборудования, в межтрубное пространство закачивают выбранный реагент, плотностью ниже плотности пластовой воды, в необходимом объеме выдерживают до снижения уровня, соответствующего пластовому давлению, и оставляют на время реагирования с работающим или неработающим оборудованием.

Способ извлечения скважинного оборудования включает предварительное определение минимально и максимально допустимых давлений для вскрытого пласта для исключения нарушения его целостности. Закачкой устьевым насосом по межтрубному пространству в скважину газа снижают уровень скважинной жидкости не менее минимально допустимого по давлению на пласт. Закачку в скважину промывочной жидкости, представляющей пресную воду с полностью, меньшей плотности пластовой воды, через межтрубное пространство в скважинное оборудование и обратно по колонне технологических труб на поверхность с максимально возможным для пласта давлением с обеспечением интенсивного турбулентного потока для кавитационного воздействия на отложения. Турбулентный поток обеспечивает интенсивное перемешивание газа, находящегося в скважине с закачиваемой водой, по мере углубления в скважине газированной жидкости происходит росту давления, действующего на жидкость, и «схлопыванию» газовых микро «камер» в воде (кавитационный эффект), что приводит к интенсивному разрушению отложений на стенках скважины и снаружи колонны технологических труб и оборудования. Оставшийся в воде газ подымаясь внутри оборудования и колонне технологических труб тоже «схлопывается». разрушая осадок внутри них. Поток воды при этом растворяет неорганические соли и выносит все это на поверхность скважины, при необходимости обработку повторяют.

После длительного использования внутри скважины оборудования на стенках скважины, колонне лифтовых труб, внутри и снаружи оборудования скапливается большое количество осадка, которое невозможно удалить только промывкой. Тогда предварительно берут анализ осадков, определяют их состав осадка, исходя из которого определяют вид реагента, его объем и время реагирования для растворения осадка. После прокачки турбулентного потока в межтрубное пространство закачивают выбранный реагент, плотностью ниже плотности пластовой воды, в необходимом объеме выдерживают до снижения уровня, соответствующего пластовому давлению, и оставляют на время реагирования с работающим или неработающим оборудованием (например, насос, желонка, хвостовик или т.п.). При этом происходит растворение осадка внутри скважины: на стенках скважины и снаружи колонны технологических труб и/или оборудования особенно в интервале перехода «вода-нефть» и «нефть-воздух», где скапливается основное количество осадка внутри скважины, благодаря выбранной плотности реагента. После чего оборудование легко извлекают из скважины на колонне технологических труб. Так как закачка реагента не требует специального оборудования, что упрощает использование, и производится после кавитационного разрушения осадка, то его затраты, как показала практика, снижаются примерно в два – три раза. На состав реагента (патенты RU №№ 2375554, 2484238, 2561137 или т.п.) и способы его приготовления авторы не претендуют.

Предлагаемый способ извлечения скважинного оборудования позволяет просто при минимальных затратах дорогостоящих реагентов осуществлять очистку ствола скважины и самого скважинного оборудования от отложений перед подъемом на поверхность.