Способ заканчивания газовых скважин



Способ заканчивания газовых скважин
Способ заканчивания газовых скважин
Способ заканчивания газовых скважин
Способ заканчивания газовых скважин

 


Владельцы патента RU 2534548:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Способ может быть использован в области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов. В процессе бурения в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом создают расширенную кольцевую камеру, которая сообщается с внутриколонным пространством через отверстия специальной муфты обсадной колонны. Камеру и внутриколонное пространство заполняют гидрозатворной жидкостью, которая создает постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Техническим результатом является повышение эффективности и качества строительства газовых скважин, а также безопасность их эксплуатации за счет создания надежного, более качественного и постоянно действующего гидрозатвора, предотвращающего миграцию газа через заколонное пространство. 4 ил.

 

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов.

Известен способ заканчивания газовых скважин после бурового процесса, предотвращающий самопроизвольную миграцию газа по стволу скважины, включающий бурение ствола скважины до подошвы продуктивного пласта, спуск в скважину и цементирование обсадной колонны, выполнение в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом в обсадной колонне и цементном камне щелевых дуговых отверстий на разной высоте с взаимным перекрытием их по окружности в горизонтальной проекции, создание в стволе скважины гидростатического давления, позволяющего через щелевые отверстия перекрывать переточные каналы и удалять накопившийся газ через обвязку скважины (см. авторское свидетельство СССР, №354114, кл. Е21В 23/00, 1972).

Данный способ имеет низкую эффективность при своей реализации. Это обусловлено тем, что выполнение работ по данному способу после завершения бурового процесса и затвердевания цементного раствора в заколонном пространстве повышает трудоемкость и снижает надежность качественного создания щелевых отверстий в колонне и цементном камне из-за их сложной геометрии и отсутствия контроля качества производимых работ. Данный способ также не позволяет исключить утечки газа между цементным камнем и горной породой по всему стволу скважины, что сопряжено с высокими рисками, связанными с возможными выходами газа на поверхность.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является повышение его эффективности, надежности, а также обеспечение безопасности эксплуатации газовых скважин за счет гарантированного и качественного формирования канала гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами при строительстве скважины.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе заканчивания газовых скважин, включающем бурение ствола скважины до полного вскрытия продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной колонны, перед спуском обсадной колонны расширяют участок ствола скважины в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом, цементирование обсадной колонны осуществляют ступенчато, при этом спускаемую колонну устанавливают в скважине таким образом, что первую цементировочную муфту колонны располагают напротив нижней части расширенного участка ствола скважины, вторую цементировочную муфту колонны - над расширенным участком в непроницаемой кровле, ниже второй цементировочной муфты спускаемую колонну оборудуют манжетой в виде воронки из эластичного материала, далее в заколонное пространство до уровня, соответствующего расположению отверстий первой цементировочной муфты, продавливают заранее заданный объем цементного раствора, затем, создавая в начале периода ожидания затвердевания цемента избыточное давление в обсадной колонне, вскрывают отверстия первой цементировочной муфты, после чего заколонное пространство промывают и расширенный участок ствола скважины заполняют гидрозатворной жидкостью, пачку которой в заранее заданном объеме закачивают через открытые отверстия первой цементировочной муфты, далее в обсадной колонне между уровнями, соответствующими положениям обеих цементировочных муфт, устанавливают пакер-пробку, после этого в обсадной колонне над пакером-пробкой при воздействии избыточным давлением вскрывают отверстия второй цементировочной муфты, удаляют пакер-пробку из скважины и осуществляют цементирование заколонного пространства, находящегося выше расширенного участка ствола скважины и ограниченного воронкой манжеты, затем после затвердевания цемента в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего межколонное пространство между обсадной и лифтовой колоннами через циркуляционный клапан заполняют гидрозатворной жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана стадия реализации предлагаемого способа после продавливания первой порции цементного раствора для формирования нижнего зацементированного интервала заколонного пространства. На фиг.2 представлена стадия реализации способа после окончательного формирования нижнего зацементированного интервала заколонного пространства и заполнения заколонного пространства в интервале расширенного участка ствола скважины гидрозатворной жидкостью. На фиг.3 показана стадия реализации предлагаемого способа в момент формирования верхнего зацементированного интервала заколонного пространства. На фиг.4 представлена реализация способа после окончательного формирования гидрозатвора с каналом гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами в скважине.

На фиг.1-4 показаны ствол скважины 1, пробуренный до полного вскрытия продуктивного пласта 2 через непроницаемую кровлю 3, обсадная колонна 4, снабженная первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами с отверстиями соответственно 7 и 8. На фигурах также показаны внутриколонное пространство 9, заколонное пространство 10 с расширенным участком 11 ствола скважины 1, заполняемые гидрозатворной жидкостью 12, заколонные цементные кольца 13 и 14, бурильная колонна 15 с пакером-пробкой 16, лифтовая колонна 17, оснащенная пакером 18 и циркуляционным клапаном 19. Как показано на фиг.4, обсадная колонна 4 в области продуктивного пласта перфорирована отверстиями 20 для притока газа, а на забое скважины оснащена цементировочным обратным клапаном 21 со стоп-кольцом 22 под продавочную пробку 23. Обсадная колонна 4 ниже цементировочной муфты 6 оснащена манжетой 24 в виде воронки из эластичного материала.

Реализация предлагаемого способа осуществляется следующим образом.

После окончания бурения ствола скважины 1 в непроницаемой кровле 3 над продуктивным пластом 2 производят расширение участка ствола скважины, образуя расширенный участок 11 ствола скважины 1. После этого в скважину 1 спускают обсадную колонну 4 с первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами с предварительно закрытыми отверстиями 7 и 8 и с манжетой 24, которую монтируют под цементировочной муфтой 6. Затем устанавливают обсадную колонну 4 таким образом, чтобы закрытые отверстия 7 цементировочной муфты 5 располагались напротив нижней части расширенного учатка 11 ствола скважины 1. При этом отверстия 8 цементировочной муфты 6 находятся выше расширенного участка 11.

Используя продавочную пробку 23 и цементировочный обратный клапан 21 со стоп-кольцом 22, в заколонное пространство подавливают расчетный объем цементного раствора и формируют цементное кольцо 13. Объем цементного раствора рассчитывается таким образом, чтобы уровень цемента оказался немного выше отверстий 7 в цементировочной муфте 5 (фиг.1). Далее в начале периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) создают расчетное избыточное давление в обсадной колонне 4 величиной 6,0-8,0 МПа, вскрывают с его помощью отверстия 7 в цементировочной муфте 5. Через них промывают расширенный участок 11 ствола скважины 1. При этом вымываются излишки цемента, поднятого выше отверстий 7. Затем заколонное пространство в интервале расширенного участка 11 заполняют гидрозатворной жидкостью 12, пачку которой в расчетном объеме закачивают через открытые отверстия 7 (фиг.2).

После этого спускают бурильную колонну 15 с пакером-пробкой 16 и устанавливают его в обсадной колонне 4 между первой 5 и второй 6 цементировочными муфтами.

Далее, создавая расчетное избыточное давление в обсадной колонне 4 над пакером-пробкой 16 величиной 12,0-15,0 МПа, вскрывают отверстия 8 в цементировочной муфте 6, раскрывают манжету 24, удаляют из скважины пакер-пробку 16 и формируют цементное кольцо 14 заколонного пространства 10 по аналогии с цементным кольцом 13 (фиг.3), закрывают скважину 1 на время затвердевания цементного раствора, предотвращая выход его в ствол скважины 1.

После окончания ОЗЦ цементного кольца 14 скважину шаблонируют до забоя и перфорируют отверстия 20 в обсадной колонне 4 в области продуктивного пласта 2. Затем в скважину 1 спускают лифтовую колонну 17 с пакером 18 и циркуляционным клапаном 19. При этом нижнюю часть лифтовой колонны 17 размещают над интервалом перфорации 20, раскрывают пакер 18 и подают по лифтовой колонне 17 через циркуляционный клапан 19 гидрозатворную жидкость 12 во внутриколонное пространство 9 (фиг.4). Проведенные манипуляции обеспечивают гидравлическую связь между расширенным участком 11 ствола скважины 1 и внутриколонным пространством 9. Скважину 1 переводят на пакерный способ эксплуатации.

Таким образом, в скважине 1 формируется надежный гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству за счет постоянного воздействия на него гидростатического давления столба гидрозатворной жидкости, превышающего максимальное пластовое давление.

Реализация предлагаемого способа позволяет повысить эффективность, надежность, а также обеспечить безопасность эксплуатации газовых скважин за счет гарантированного и качественного формирования канала гидравлической связи между заколонным и внутриколонным пространствами при строительстве скважины. Кроме того, создание гидрозатвора в процессе бурения и заканчивания газовых скважин позволит исключить трудоемкий и дорогостоящий их капитальный ремонт по причине потери герметичности.

Способ заканчивания газовых скважин, включающий бурение ствола скважины до полного вскрытия продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной колонны, отличающийся тем, что перед спуском обсадной колонны расширяют участок ствола скважины в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом, цементирование обсадной колонны осуществляют ступенчато, при этом спускаемую колонну устанавливают в скважине таким образом, что первую цементировочную муфту колонны располагают напротив нижней части расширенного участка ствола скважины, вторую цементировочную муфту колонны - над расширенным участком в непроницаемой кровле, ниже второй цементировочной муфты спускаемую колонну оборудуют манжетой в виде воронки из эластичного материала, далее в заколонное пространство до уровня, соответствующего расположению отверстий первой цементировочной муфты, продавливают заранее заданный объем цементного раствора, затем, создавая в начале периода ожидания затвердевания цемента избыточное давление в обсадной колонне, вскрывают отверстия первой цементировочной муфты, после чего заколонное пространство промывают и расширенный участок ствола скважины заполняют гидрозатворной жидкостью, пачку которой в заранее заданном объеме закачивают через открытые отверстия первой цементировочной муфты, далее в обсадной колонне между уровнями, соответствующими положениям обеих цементировочных муфт, устанавливают пакер-пробку, после этого в обсадной колонне над пакером-пробкой при воздействии избыточным давлением вскрывают отверстия второй цементировочной муфты, удаляют пакер-пробку из скважины и осуществляют цементирование заколонного пространства, находящегося выше расширенного участка ствола скважины и ограниченного воронкой манжеты, затем после затвердевания цемента в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего межколонное пространство между обсадной и лифтовой колоннами через циркуляционный клапан заполняют гидрозатворной жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Обеспечивает увеличение производительной части скважины, зоны ее питания и увеличение дебита скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием, предназначенных для эффективной разработки сложнопостроенных и слабопроницаемых нефтенасыщенных пластов.

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо.

Изобретение относится к устройствам для цементирования потайных обсадных колонн - хвостовиков обсадных колонн. Узел циркуляции для хвостовика обсадной колонны включает корпус, помещенный в нижней части транспортировочной колонны выше узла ее соединения с хвостовиком.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к устройствам для воздействия вибрацией на тампонажный раствор с целью обеспечения его оптимального размещения в заколонном пространстве при креплении скважин.

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение работ в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления тампонажного раствора в промысловых условиях с использованием активаторов цементного раствора гидроструйно-механического действия типа «струя в струю». Способ приготовления тампонажного раствора с использованием цементосмесительной машины, цементировочного агрегата (ЦА) и осреднительной емкости включает смешивание цемента в жидкости затворения. Перекачивают полученный раствор насосом цементировочного агрегата по высоконапорной нагнетательной гидролинии в осреднительную емкость. Нагнетают полученный тампонажный раствор в скважину по высоконапорной нагнетательной гидролинии с помощью другого цементировочного агрегата. При этом в одну из высоконапорных нагнетательных гидролиний подключают активатор цементного раствора гидромеханического действия типа «струя в струю». Струи, истекающие из двух боковых конусоидальных гидромониторных насадок, направлены навстречу друг другу и образуют при встрече гидравлический экран. Центральная струя, истекающая из конусоидальной насадки, снабженной вставкой, направлена перпендикулярно к гидравлическому экрану. При этом упомянутый активатор цементного раствора гидромеханического действия подключают в высоконапорную нагнетательную гидролинию для перекачивания цементного раствора в осреднительную емкость. Причем вставку центральной насадки активатора цементного раствора гидромеханического действия выбирают с возможностью формирования центростремительного потока. К присоединительным резьбам втулки и меньшей ступени корпуса привинчены переходники, снабженные элементами быстросъемного соединения. Техническим результатом является повышение прочности цементного камня, сокращение сроков схватывания цемента. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. Устройство включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним. Верхнее радиальное отверстие перекрыто срезным штифтом. Нижнее радиальное отверстие перекрыто кольцевой подпружиненной втулкой с внутренней кольцевой проточкой. Снаружи корпуса помещен кожух, образующий с ним кольцевую камеру. Устройство содержит переключатель положений с профилированным пазом, в котором помещена часть полого срезного штифта снаружи корпуса. В нижней части устройства, ниже профилированного паза корпуса, помещен пакер. Кольцевая втулка и переключатель положений устройства соединены между собой подвижным соединением и помещены в кольцевой камере с возможностью перемещения, при гидравлическом сообщении полости корпуса с профилированным пазом, по коду переключателя. Один из этих кодов содержит такое положение устройства, при котором полость корпуса гидравлически сообщена с полостью пакера через нижние отверстия корпуса, внутреннюю кольцевую проточку кольцевой втулки и наружный продольный паз корпуса. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы устройства и расширение области применения. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования. При цементировании первой ступени продавливают тампонажный цемент порциями бурового раствора, воды и снова бурового раствора с установкой тампонажного цемента в затрубном пространстве выше муфты ступенчатого цементирования, а порции воды в обсадной колонне в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, при ожидании затвердения цемента первой ступени проводят циклическую циркуляцию бурового раствора по обсадной колонне через цементировочную муфту ступенчатого цементирования с выходом на устье через затрубное пространство до полного удаления тампонажного цемента в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования, после затвердения тампонажного цемента первой ступени при цементировании второй ступени по обсадной колонне прокачивают порцию буферного раствора и расчетный объем тампонажного цемента, размещают верхнюю пробку и продавливают технической водой до размещения пробки в интервале цементировочной муфты ступенчатого цементирования и перекрытия отверстий последней, повышают давление в обсадной колонне на 0,5-1,5 МПа выше рабочего при закачке до закрытия отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования и проводят ожидание затвердения цемента, а при освоении скважины разбуривают верхнюю пробку. В качестве буферного раствора используют водный раствор поверхностно-активного вещества и триполифосфата натрия. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе. В составе верхней обсадной колонны в интервале верхнего продуктивного пласта используют обсадные трубы повышенной толщины, где размещают пакер. При проведении гидроразрыва нижнего нефтяного пласта создают давление над пакером, допустимое на верхнюю обсадную колонну. Затем производят одновременный сброс давления ниже и выше пакера, проводят перфорирование верхней обсадной колонны в интервале верхнего нефтяного пласта, освоение скважины. Высоту цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом определяют из соотношения: , где Ргрп - давление гидроразрыва пласта, МПа; Рнп - давление в надпакерном пространстве в процессе гидроразрыва пласта, МПа; L - высота цементного кольца между верхом пакера и нижним нефтяным пластом, м; 2 - коэффициент надежности цементного кольца, МПа/м. Обеспечивается исключение перетоков по трещине гидроразрыва, смятия эксплуатационной колонны выше места установки пакера и снижение обводненности добываемой продукции. 1 ил, 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины с горизонтальным окончанием. Обеспечивает ликвидацию аварийности при спуске хвостовика в условиях осыпания пород в скважине. Перед спуском хвостовика проводят заполнение горизонтального окончания глинистым раствором повышенной вязкости. Хвостовик снабжают центраторами в наиболее плотных частях интервалов зон осыпания и спускают на бурильных трубах с колонным разъединителем до интервала в начале горизонтального окончания с малой скоростью, не оставляя колонну без движения. При спуске хвостовика периодически выполняют выравнивание бурового раствора. По окончании спуска проводят технологическую выдержку до прихватывания хвостовика, контролируют прихватывание хвостовика, промывают хвостовик и заколонное пространство, отворачивают бурильные трубы от хвостовика, наворачивают цементировочную головку, прокачивают по хвостовику цементный раствор в заколонное пространство и проводят цементирование заколонного пространства хвостовика. После подъема бурильных труб проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, разбуривают остатки цемента в хвостовике и элементы оснастки хвостовика, промывают и осваивают скважину. 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны. Способ цементирования кондуктора включает создание отверстий в кондукторе выше его башмака и нагнетание цементного раствора через отверстия. На устье скважины герметизируют пространство между кондуктором и эксплуатационной колонной. Отверстия в кондукторе создают одновременной перфорацией эксплуатационной колонны и кондуктора через эксплуатационную колонну. Затем разобщают эксплуатационную колонну в интервале ниже подошвы кондуктора, по эксплуатационной колонне через перфорационные отверстия и заколонное пространство кондуктора прокачивают цементный раствор и разбуривают место разобщения эксплуатационной колонны. В период тепловыделения при твердении цементного раствора, закаченного в заколонное пространство кондуктора, проводят термометрию по эксплуатационной колонне, анализируют термограмму, интервалы с увеличенными значениями температуры отмечают как зацементированные. 1 пр.

Изобретение относится к области тампонирования (цементирования) скважин различного назначения, в частности тампонирования нефтяных и газовых скважин. Устройство содержит несущий элемент, втулку, жестко связанную с несущим элементом и размещенную под ним, первый эластичный запорный элемент, размещенный во втулке, цементировочную головку, расположенную на устье скважины на первой обсадной трубе, и второй эластичный запорный элемент, размещенный в цементировочной головке. Несущий элемент выполнен в виде «стоп-кольца» с осевым сквозным каналом. В нижней части несущего элемента выполнено нижнее посадочное седло, в верхней части - верхнее посадочное седло. Втулка выполнена с радиальными отверстиями. Первый эластичный запорный элемент выполнен с возможностью регулирования потока тампонажного раствора во время тампонирования обсадной колонны и предотвращения обратного перетока этого раствора в обсадную колонну после окончания тампонирования обсадной колонны. Цементировочная головка выполнена с осевым сквозным каналом и имеет стопорное устройство. Второй эластичный запорный элемент имеет плотность меньше плотности тампонажного раствора и выполнен с возможностью перемещения из цементировочной головки по всей обсадной колонне на верхнее посадочное седло несущего элемента и фиксации момента «стоп». Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы, обеспечение герметичности устройства, недопущение оставления цементного стакана в обсадной колонне и оголения башмака, уменьшение трудозатрат, экономия материальных средств. 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройству для спуска оборудования в скважину, оборудованную хвостовиком, который был спущен и зацементирован при помощи устройства с левым разъединителем (с левой резьбой), и предназначено для проведения работ в скважине, например, гидроразрыва, закачки других реагентов в продуктивный пласт или других работ. Устройство для спуска оборудования в скважину, оборудованную хвостовиком, содержит транспортирующий переводник и гайку с резьбой, соединенные между собой шлицевым соединением, средства для соединения с бурильными трубами с одной стороны и с хвостовиком с другой стороны и узел для разъединения, выполненный с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник и с возможностью поворота при разъединении. Гайка выполнена разрезной, состоящей из подпружиненных плашек, которые имеют возможность ограниченного синхронного радиального и осевого перемещения по шлицам на транспортирующем переводнике. Осевое перемещение гайки ограничено упорами. Плашки и воронка хвостовика выполнены с левой упорной резьбой с трапециевидным профилем, повернутым на 180 градусов относительно друг друга. Изобретение обеспечивает возможность многократного соединения транспортирующего переводника с воронкой хвостовика при проведении гидроразрыва или других работ, и передачи крутящегося момента переводнику при разъединении насосно-компрессорных труб или бурильных труб по окончании работ. 6 ил.

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине. Предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, содержащий следующие шаги: располагают в стволе скважины трубную обсадку, на стенке которой содержится по меньшей мере один датчик давления, обращенный к кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка; выполняют в скважине операцию изоляции в указанной кольцевой области, причем при выполнении в скважине операции изоляции устанавливают пакер в кольцевой области таким образом, чтобы вынудить уплотнительный элемент пакера герметично упереться в обсадную колонну, в которой расположена указанная трубная обсадка, или в стенку ствола скважины. Далее, способ содержит этап, на котором контролируют давление флюида в кольцевой области во время операции изоляции в скважине посредством по меньшей мере одного датчика давления и передают данные о давлении флюида в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента, причем обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента указывает на наличие утечки за пакером. Раскрыта также трубная обсадка для реализации указанного способа. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 12 ил.
Наверх