Способ герметизации эксплуатационной колонны



Способ герметизации эксплуатационной колонны
Способ герметизации эксплуатационной колонны
Способ герметизации эксплуатационной колонны

 


Владельцы патента RU 2513374:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить эффективность и качество герметизации эксплуатационной колонны, сократить время на проведение процесса герметизации эксплуатационной колонны, также он прост в применении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляют за один спуск инструмента. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора не обеспечивает восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колоны;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ;

- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и качества герметизации эксплуатационной колонны, сокращение времени проведения процесса, а также упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Новым является то, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.

На фиг.1-3 схематично изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.

До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны, например, в эксплуатационной колонне 168 мм, отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости.

Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса пластовой жидкости. Например, удельный вес составил 1,06 г/см3.

После возникновения негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер 1 (фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, длину которой выбирают больше протяженности интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n находится в интервале 1140-1350 м, т.е. составляет 210 м, и поэтому длину НКТ выбирают равной, например, 230 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5. Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят заглушенную муфту 7, а выше - перфорированный патрубок 8.

В качестве заглушенной муфты 7 применяют муфту по ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним», в проходное отверстие которой герметично установлена заглушка. В качестве перфорированного патрубка применяют отрезок трубы, например НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 м с отверстиями 8'; 8”;…8n диаметром 6 мм.

Используют пакеры следующих марок: например, нижний пакер 1 марки ПРО-ЯМО2-142, верхний пакер 5 марки ПРО-ЯВЖ-О-142, выпускаемые НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 9 в интервал негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4. В качестве посадочного инструмента 9 применяют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.

Размещают пакеры 1 и 5 в интервале негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 140 кН.

Производят посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (фиг.2).

Для этого осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера 1, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер 1 производят посадку верхнего пакера 5.

На устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показан), например ЦА-320, с межколонным пространством 10 (фиг.2). Закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, заполняют скважину над верхним пакером 5 до появления циркуляции технологической жидкости через отверстия 8', 8”,…8n перфорированного патрубка 8 и посадочный инструмент 9 на устье скважины. Заглушенная муфта 7 исключает попадание технологической жидкости в трубу 2.

Герметизируют посадочный инструмент 9 на устье скважины, т.е. закрывают задвижку (на фиг.1, 2, 3 не показана).

Производят опрессовку эксплуатационной колонны 4 (фиг.2). Для этого внутри нее создают избыточное давление жидкости, не превышающее допустимого давления на эксплуатационную колонну, например 11 МПа. Выдерживают в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.

Если по истечении 30 мин падение давления не превышает 5% от начального значения, то это свидетельствует о герметичной посадке верхнего пакера 5. Например, в эксплуатационной колонне 4 создали избыточное давление жидкости, равное 9,0 МПа, которое за 30 мин снизилось до 8,7 МПа, снижение давления составило 3,3%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен герметично.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 7,0 МПа, тогда в эксплуатационной колонне 4 создают избыточное давление жидкости, равное 7 МПа, и выдерживают в течение 30 мин. За это время давление снизилось до 6 МПа, т.е. на 15%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен негерметично.

При негерметичной посадке верхнего пакера 5 срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.

При герметичной посадке верхнего пакера 5 вращают посадочный инструмент 9 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 9 от трубы 2. После чего приподнимают посадочный инструмент 9 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 9 с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 с левым переводником 6 от трубы 2, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины.

Например, если вес компоновки составляет 140 кН, то после отсоединения он будет равен 115 кН, потеря веса составит 25 кН.

Извлекают посадочный инструмент 9 (фиг.2) с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (фиг.3).

Запускают скважину в эксплуатацию и после выхода на режим отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса. Сравнивают значения удельного веса пластовой жидкости в начальной (до появления негерметичности эксплуатационной колонны) и повторной (после герметизации эксплуатационной колонны) пробах, определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Если в результате сравнения разница начального и конечного значений удельного веса составляет не более 5%, то это свидетельствует о герметичной посадке нижнего пакера 1.

Пример 1.

До возникновения негерметичности начальное значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,06 г/см3. При повторном определении - 1,08 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением удельного веса составило 2%, что не превышает 5%, следовательно, нижний пакер герметичен.

Пример 2.

При повторном определении значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,18 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением, равным 1,06 г/см3, - 11%, что превышает 5%, следовательно, нижний пакер негерметичен.

При негерметичной посадке нижнего пакера 1 выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить эффективность и качество герметизации эксплуатационной колонны, сократить время на проведение процесса герметизации эксплуатационной колонны, также он прост в применении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляют за один спуск инструмента.

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к процессам наземного сбора и транспортировки газа на газовых промыслах, к технологии контроля и, более конкретно, к системе сбора и транспортировки, адаптированной, в частности, к нетрадиционным газовым промыслам и к промыслам с низким давлением и низкой производительностью.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации многозабойных низкодебитных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах в процессе разработки и при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва и нормальными температурами.

Изобретение относится к области механики, а именно к техническим трубопроводам, и может быть использовано в добывающей промышленности, в частности для соединения устьевого оборудования с коллектором сбора газа, газового конденсата.

Изобретение относится к области механики, а именно к техническим трубопроводам и может быть использовано в добывающей промышленности, в частности для соединения устьевого оборудования с общей линией сбора газа и газового конденсата, а также для дозированной подачи метанола в устьевую арматуру.

Изобретение относится к производству резинотехнических изделий, а именно к изготовлению рукавов уплотнительных, которые за счет изменения своих геометрических размеров под давлением во внутренней полости используются для герметизации/перекрытия/пакеровке скважин в буровых работах, а также для использования в качестве съемной опалубки при некоторых видах бетонных работ. Рукав уплотнительный содержит металлический наконечник, силовой каркас, покровный и герметизирующие слои резины. Силовой каркас состоит из нескольких парных взаимоперекрещивающихся слоев кордной ткани. Серединная/центральная часть каждого слоя силового каркаса рукава выполнена из синтетической высокорастяжимой анидной/капроновой кордной ткани. Торцевые части этих же слоев выполнены из высокопрочной малорастяжимой арамидной кордной ткани либо металлокорда. Изобретение обеспечивает увеличение прочности рукава уплотнительного, увеличение степени изоляции/герметичности одного горизонта скважины от другого, увеличение герметичности при цементации ствола скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры. Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования включает установку набухающего пакера на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. В качестве временного покрытия используют покрытие снижающее трение. Предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. После установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при ремонте скважин. Способ изоляции пластовых вод в скважине включает спуск и цементирование каверны обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором. Формирование каверны ведут путем вырезания обсадной колонны и последующего извлечения его из скважины. Определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта. При толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают до подошвы продуктивного пласта. Затем в скважину до забоя спускают колонну технологических НКТ, проводят промывку забоя, затем производят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлекают из скважины НКТ и после затвердения цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность изоляции между обводившимся и продуктивным пластами. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации водопритока в скважину или заколонного перетока. Способ включает вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны. Для заполнения каверны используют систему водонабухающих пакеров, состоящую из не менее 4 водонабухающих элементов, по крайней мере 2 из которых располагают напротив вырезанного интервала с возможностью при набухании заполнять каверну, проводят технологическую выдержку для набухания пакеров. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к консервации промысловых нефтепроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород. В трубопровод закачивают товарную нефть, предварительно обработанную нейтрализатором сероводорода до полной нейтрализации последнего. Замену транспортируемой продукции в трубопроводе проводят проталкиванием консервационной жидкостью двух эластичных разделителей, между которыми размещен концентрированный раствор нейтрализатора. Заменяемую жидкость вытесняют в накопительную емкость под уровень раствора нейтрализатора сероводорода, например нейтрализатора Дарсан-Н. Способ обладает экологической чистотой, обеспечивает безопасность персонала при консервации и расконсервации трубопровода, не затрудняет утилизацию продуктов нейтрализации. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин. Способ включает изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них. Предварительно определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство. В состав устройства входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, элементы второго заканчивания и подвеска. Изолирующие элементы и подвеска содержат средства уплотнения, изолирующие по внутренней поверхности скважинной колонны. Изобретение обеспечивает повышение эффективности ликвидации проблемных участков при одновременном уменьшении временных затрат. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ герметизации противофильтрационного экрана под водоемом после отработки карьера предназначен для ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии. Технической задачей является повышение прочности и усиление противофильтрационных свойств экрана при заполнении (консервации) карьера для безопасного проведения подземных горных работ. Для этого в нижнюю часть уже созданного противофильтрационного экрана, содержащего долеритовые породы, закачивают цементный раствор на основе сульфатостойкого или глиноземистого цемента с 2% добавкой хлористого кальция под давлением 0,7-0,8 МПа, превышающим гидростатическое, через скважины, пробуренные из подземных выработок. Выдерживают до затвердевания. После затвердевания созданный породоцементный слой противофильтрационного экрана и верхнюю часть рудного целика дополнительно тампонируют локальными инъекциями гелеобразующих составов ГАЛКА® под давлением 0,5-0,6 МПа, меньшим давления разрыва толщи рудного предохранительного целика, оставленного под противофильтрационным экраном. Гелеобразующий состав ГАЛКА® имеет следующее соотношение компонентов, мас. % : соль алюминия 5-15; карбамид 20-35; уротропин 3-10; вода - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Наверх