Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой


 


Владельцы патента RU 2541982:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации многопакероной компоновки в скважине.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, который включает спуск в скважину с несколькими пластами на колонне труб без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия с разъединителем колонны труб или без него. При этом пакер состоит, по крайней мере, из корпуса, ствола и набора манжет. А разъединитель колонны труб состоит, по меньшей мере, из корпуса и ствола, разобщенных между собой уплотнительными элементами, и срезных винтов. По одному из вариантов между двумя призабойными зонами пластов размещают два пакера в любой из комбинаций и между ними спускают перепускной элемент в виде скважинной камеры или патрубка, или клапана, с циркуляционными каналами. После одновременной или раздельной посадки этих пакеров в скважине проверяют их герметичность, подавая жидкость между пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб. При остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, принимают посадку пакеров между пластами негерметичными и при этом поднимают их из скважины. При непадении избыточного давления принимают посадку пакеров герметичными и запускают скважину в эксплуатацию. По второму варианту устанавливают пакер с двумя наборами манжет, между которыми на стволе выполняют циркуляционные каналы и на нем размещают опорную втулку с перепускными каналами. Жидкость для проверки герметичности подают между двумя наборами манжет. По третьему варианту разъединитель колонны труб устанавливают, по меньшей мере, над пакером, расположенным между двумя призабойными зонами пластов. При этом его ствол выполняют, по меньшей мере, с одной или двумя канавками под срезные винты и соответственно на корпусе обеспечивают два ряда отверстий со срезными винтами. При отсоединении корпуса от ствола срезают два ряда срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб при срыве пакера или пакеров (патент РФ №2380526, опубл. 27.01.2010).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких объектов нагнетательной скважины, согласно которому спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент РФ №2253009, опубл. 27.05.2005 - прототип).

Известные способы имеют ограниченную область применения из-за сложности операции по спуску, посадке и извлечению из скважины пакерного оборудования. Кроме этого, при эксплуатации компоновки отсутствует информация о надежности пакеров, о перетоках между пакерами, отсутствуют мероприятия по уменьшению влияния перетоков на эксплуатацию компоновки.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения безаварийности размещения в скважине многопакерной компоновки и обеспечение контроля эксплуатации скважины.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, включающем спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, согласно изобретению, перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, в процессе шаблонирования отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона с указанием величины этих значений, определяют причины затяжек и принимают решения о возможности проработки ствола скважины и возможности дальнейшего размещения оборудования, прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона, промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости, монтируют компоновку с пробкой на конце, пакерами, скважинными камерами и приборами, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров используют пакеры упорного действия, к приборам подсоединяют кабель, кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки, компоновку спускают в скважину недалеко от устья с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения оборудования компоновки, проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность, извлекают с помощью канатной техники пробку, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб, скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/сек, следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля, при посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м, во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более двух т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки, выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов, спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта, контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку.

Сущность изобретения

При спуске в скважину компоновки с осевым пакером всегда возникает опасность преждевременной незапланированной постановки пакера. При незапланированной пакеровке осевого пакера спуск компоновки становится невозможен. Существующие технические решения не обращают внимания на эту опасность. Во избежание аварий при спуске проводят ряд мероприятий, представленных ниже. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 ми диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм. Такой шаблон в наибольшей степени отвечает размерам частей компоновки - пакеров, в наибольшей степени подверженных трению о стенки скважины. В процессе шаблонирования отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона с указанием величины этих значений. Их учитывают для определения причин затяжек и принятия решения по возможности проработки ствола скважины и возможности дальнейшей эксплуатации оборудования. Прорабатывают эксплуатационную колонну механическим или гидравлическим скрепером в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона до ликвидации риска возникновения посадок и затяжек. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку с пробкой на конце, пакерами, скважинными камерами и приборами. В качестве нижнего пакера используют осевой пакер, в качестве верхних пакеров используют пакеры упорного действия, настроенных на разное снижение веса колонны: нижний на меньшее, верхний на большее.

К приборам подсоединяют кабель. Кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки. Компоновку спускают в скважину недалеко от устья с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения оборудования компоновки. Проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Компоновку спускают в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/сек. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При наращивании колонны насосно-компрессорных труб ее удерживают на устье скважины в клиновых захватах. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, а при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Такая скорость спуска, отсутствие рывков и ослабления натяжения кабеля и высота подъема трубы при освобождении из клинового захвата, разгрузка обеспечивают спуск компоновки без незапланированной посадки пакеров. Отклонения от заявленных режимов приводит к посадке одного или нескольких пакеров, что равносильно аварии на скважине.

Выполняют привязку пакеров. Выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками. Сращивают кабель с устьевыми приборами. Монтируют планшайбу и превентор. Проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров. Определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера. Отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод. Устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб. Выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры. Устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб рабочий агент. При закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости. При возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку.

В результате удается провести компоновку от устья до забоя без незапланированной посадки пакера и обеспечить контроль эксплуатации скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Перед эксплуатацией нагнетательной скважины с трехпакерной компоновкой шаблонируют 6-дюймовую эксплуатационную колонну с внутренним диаметром 152 мм шаблоном длиной 60 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 5 мм. В процессе шаблонирования отмечают, что в интервале 950-955 м наблюдается затяжка шаблона на 2 т и в интервале 1245-1249 м посадка шаблона до 5 т. Изданных затяжки и посадки следует, что причина заключается в наличии коррозионных отложений. Выносят решение о возможности проработки ствола скважины механическим скрепером. Прорабатывают эксплуатационную колонну механическим скрепером в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона до ликвидации риска возникновения посадок и затяжек. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости - воды.

На устье скважины монтируют компоновку в следующей последовательности (снизу вверх): заглушка с пробкой, колонна насосно-компрессорных труб, переводник, патрубок, скважинная камера КТ1-60Б-21К2, насосно-компрессорная труба, переводник, пакер П-УДК-140-50К2, разъединитель колонны, переводник, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, репер, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, ниппель опрессовочный, переводник, колонна насосно-компрессорных труб - основной лифт.

К приборам подсоединяют кабель. Кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки. Компоновку спускают в скважину на 20 м от устья с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения оборудования компоновки. Шаблон проходит без затяжек. Проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность повышением давления воды в компоновке до 10 МПа. Компоновка герметична. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Компоновку спускают в скважину на глубину 1793 м на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При шаблонировке шаблон проходит без затяжек. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают 0,1 м/сек. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, а при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2,5 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров. Выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками. Сращивают кабель с устьевыми приборами. Монтируют планшайбу и превентор. Проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность давлением 10 МПа. Колонна герметична. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров. Определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера. Отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод. Устанавливают пакеры. Резким рывком вверх колонны насосно-компрессорных труб со скоростью более 0,1 м/с устанавливают нижний осевой пакер. Затем разгрузкой веса колонны насосно-компрессорных труб на 6 т устанавливают средний пакер и разгрузкой веса колонны насосно-компрессорных труб на 12 т устанавливают верхний пакер.

Выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры на давление 10 МПа. Устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров и скважинные манометры. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб рабочий агент - пластовую воду. При закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из-под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости. Эксплуатация проходит без перетоков. При возникновении давления в затрубном пространстве на 1 МПа вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Выполняют монтаж трехпакерной компоновки в нагнетательной скважине с 5-дюймовой эксплуатационной колонной с внутренним диаметром 130 мм. Шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной 30 ми диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 6 мм.

При незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2 м и медленно со скоростью не более 0,1 м/с спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки.

Скорость спуска выдерживают 0,09 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля, при посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, освобождают колонну насосно-компрессорных труб из клинового захвата, высоту подъема трубы при освобождении клинового захвата выбирают 0,20 м.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

Выполняют монтаж трехпакерной компоновки в нагнетательной скважине с 5-дюймовой эксплуатационной колонной с внутренним диаметром 130 мм. Шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной 100 ми диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4 мм.

При незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 3 м и медленно со скоростью не более 0,1 м/с спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки.

Скорость спуска выдерживают 0,08 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля, при посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, освобождают колонну насосно-компрессорных труб из клинового захвата, высоту подъема трубы при освобождении клинового захвата выбирают 0,23 м.

При спуске компоновка размещена в расчетном интервале без задержек и преждевременной постановки пакера.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Выполняют монтаж четырехпакерной компоновки. В качестве нижнего пакера используют осевой пакер, в качестве верхних пакеров используют пакеры упорного действия, настроенных на разное снижение веса колонны: нижний на меньшее, средний на среднее, верхний на большее.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Выполняют монтаж двухпакерной компоновки. В качестве нижнего пакера используют осевой пакер, в качестве верхнего пакера используют пакер упорного действия.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения безаварийности спуска и размещения в скважине многопакерной компоновки.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, включающий спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, отличающийся тем, что перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, в процессе шаблонирования отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона с указанием величины этих значений, определяют причины затяжек и принимают решения о возможности проработки ствола скважины и возможности дальнейшего размещения оборудования, прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона, промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости, монтируют компоновку с пробкой на конце, пакерами, скважинными камерами и приборами, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров используют пакеры упорного действия, к приборам подсоединяют кабель, кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки, компоновку спускают в скважину недалеко от устья с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения оборудования компоновки, проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность, извлекают с помощью канатной техники пробку, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб, скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/сек, следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля, при посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м, во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более двух тонн, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки, выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов, спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта, контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из-под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многофазных углеводородных залежей с отсутствием непроницаемых экранов между нефте- и газонасыщенными зонами пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

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, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, 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 нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.
Наверх