Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования


 


Владельцы патента RU 2531416:

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.

Известен способ анкерного крепления и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, содержащий следующие этапы: (а) установка унитарного скважинного инструмента, содержащего оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки, каждый из множества анкерных креплений содержит, по меньшей мере, два телескопических элемента, имеющих анкерный канал, расположенный в, по меньшей мере, одном из, по меньшей мере, двух телескопических элементов и гидравлически сообщенный с продольным каналом, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого из множества анкерных креплений для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины; (б) спуск унитарного скважинного инструмента на требуемое место в стволе скважины; (в) выдвижение каждого из множества анкерных креплений до контакта достаточного количества из множества анкерных креплений с поверхностью стенки ствола скважины; и (г) контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины. Этап (в) может выполняться перед этапом (г). Этап (г) может выполняться перед этапом (в). Этап (в) может выполняться одновременно с этапом (г). Этап (г) может выполняться посредством пробивания изолирующего элемента, по меньшей мере, одним из анкерных креплений для обеспечения контакта скважинной текучей среды с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе (Патент РФ №2491409, кл. E21B 23/04, опубл. 27.08.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины, включающий расположение скважинного инструмента в стволе скважины, при этом скважинный инструмент содержит набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде; и осуществление воздействия на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника. Скважинный инструмент является пакером. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является растворимым в масле, и выбранная текучая среда является текучей средой ствола скважины, содержащей углеводороды. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является одним или несколькими, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является водорастворимым, и выбранная текучая среда является текучей средой на водной основе. Водорастворимый компонент составлен из поливинилового спирта, органической соли, неорганической соли или их комбинации. Набухающий сердечник содержит полимер, набухающий под воздействием выбранной текучей среды. Скважинный инструмент дополнительно содержит слой, устраняющий связывание между набухающим сердечником и покрытием. Способ изготовления скважинного инструмента, содержащий: приготовление набухающего сердечника, содержащего набухающий полимер; и заключение в оболочку покрытия набухающего сердечника, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Набухающий полимер набухает под воздействием выбранной текучей среды. Покрытие не является плотно связанным с набухающим сердечником (Заявка на изобретение РФ №2010107097, кл. E21B 33/00, опубл. 27.08.2011 - прототип).

Недостатком известных технических решений является возможность набухания пакеров при спуске в скважину, особенно при технологических или непредвиденных остановках.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающем 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, согласно изобретению в качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение, предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, а после установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.

Сущность изобретения

При спуске в скважину нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры с временным защитным покрытием, возникает опасность повреждения покрытия, контактирования набухающего пакера со скважинной жидкостью, в которой он набухает, и постановку пакера в скважине в интервале, далеком от технологически необходимого. Особенно эта опасность проявляется при технологических или непредвиденных остановках при спуске. Существующие способы решают эту задачу лишь частично нанесением покрытия на пакеры. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудовании проводят установку набухающего пакера или нескольких пакеров 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. Материалом для такого покрытия может быть поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, мыло или смесь мыл и т.п. Предпочтительно применение материала для покрытия, находящегося в нормальных условиях и в условиях скважинных условиях в твердом состоянии. Материал перед нанесением расплавляют и наносят на пакер или растворяют, наносят на пакер и высушивают до образования покрытия. В таком состоянии оборудования с таким образом подготовленным пакером или группой пакеров спускают в скважину. Перед спуском предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. Так, если пакер набухает в воде, то скважину заполняют нефтью, а если пакер набухает в нефти, то скважину заполняют водой. После спуска и установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия. Удаление может быть осуществлено прокачкой жидкости, технологической выдержкой для растворения материала покрытия и т.п. В результате удается доставить скважинное оборудование в заданный интервал, не опасаясь преждевременного набухания пакера.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют изоляцию водопритока в горизонтальном стволе нефтедобывающей скважины. Интервал водопритока 1340÷1370 м (по стволу). Производят сборку компоновки, состоящую из неперфорированной трубы и двух наружных водонабухающих пакеров. Пакеры обмазывают расплавленным хозяйственным мылом. Скважину заполняют нефтью. После определения интервала водопритока производят спуск компоновки в скважину. При спуске не наблюдают набухания пакеров. Мыло препятствует поступлению воды к водонабухающим элементам пакеров, а также снижает трение о стенки скважины и облегчает прохождение компоновки в скважину. Компоновку устанавливают в скважине так, что интервал водопритока остается между водонабухающими пакерами. Заменяют в скважине нефть на воду. Циркуляцией воды удаляют мыло с поверхности пакеров и оставляют для набухания. После набухания пакеров производят проверку герметичности нижнего и верхнего пакеров геофизическим исследованием на притоке. Эксплуатируют скважину, отбирают пластовую продукцию с уменьшенной обводненностью.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В качестве материала временного покрытия пакеров используют поверхностно-активное вещество ОП-7, разведенное в воде до сметанообразного состояния, которым обмазывают водонабухающие пакеры. После замены в скважине нефти на воду проводят технологическую выдержку до растворения временного покрытия.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры.

Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий 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, отличающийся тем, что в качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение, предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, а после установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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