Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления

Авторы патента:


Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления
Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления
Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления
Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления
Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2554610:

Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК (US)

Устройство для герметизации ствола скважины содержит узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, съемный элемент, механический пакер и перепускной инструмент и набухающий пакер. Съемный элемент расположен на верхнем конце неперфорированной несущей трубы. Перепускной инструмент расположен над съемным элементом. Набухающий пакер образован из набухающего материала, прикрепленного к внешней стороне неперфорированной несущей трубы, и имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый. Устройство выполнено с возможностью использования гравийной набивки скважины посредством установки и последующего удаления механического пакера, закачивания гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины, и герметизации кольцевого пространства набухающим пакером. Удаление механического пакера и перепускного инструмента происходит при помощи отсоединения съемного элемента. Изобретение обеспечивает усовершенствование конструкции устройства, не требующей дополнительных скважинных спускоподъемных операций. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Углеводородные скважины, в частности горизонтальные скважины, как правило, имеют секции скважинного фильтра, снабженные внутренней перфорированной трубой с участком расположенного поверх фильтра. Назначение фильтра заключается в блокировке потока твердых частиц внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Несмотря на скважинный фильтр некоторые загрязняющие вещества и другие твердые частицы все равно попадают в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Твердые частицы обычно возникают естественным образом или являются частью процесса бурения и добычи. При восстановлении буровых флюидов твердые частицы также восстанавливаются на поверхности. Твердые частицы приводят к возникновению ряда проблем тем, что их материал обычно является абразивным, сокращающим срок службы любого задействованного эксплуатационного оборудования. Путем ограничения и сокращения количества твердых частиц, перекачиваемых на поверхность, снижают общие производственные затраты.

Несмотря на то что твердые частицы могут быть слишком крупными для попадания в эксплуатационную скважину, твердые частицы могут вызвать проблемы на забойных скважинных фильтрах. При производстве скважинных флюидов более крупные твердые частицы перехватываются фильтрующим элементом скважинных фильтров. В течение эксплуатации скважины все больше и больше твердых частиц перехватываются фильтрующими элементами, при этом фильтрующие элементы будут засоряться и ограничивать поток скважинных флюидов на поверхность.

Способ уменьшения притока твердых частиц, прежде чем тот достигнет скважинных фильтров, заключается в гравийной или песчаной набивке кольцевого пространства между скважинным фильтром и стволом скважины. Гравийная или песчаная набивка кольцевого пространства придает продуктивному пласту стабилизирующую силу, чтобы предотвратить по всему кольцу разрушение любого материала и образование твердых частиц, а также создает предварительный фильтр для остановки потока твердых частиц, прежде чем тот достигнет скважинного фильтра.

Иногда при гравийной набивке фильтр со съемным элементом, перепускной инструмент и пакер опускают в скважину вместе. После надлежащего размещения фильтров, перепускного инструмента и пакера пакер устанавливают таким образом, что он образует уплотнение между стволом скважины и фильтром, изолируя кольцевое пространство над пакером от кольцевого пространства под пакером. Нижняя часть фильтра герметизирована таким образом, что любой флюид, поступающий в фильтр, должен проходить через просеивающий или фильтрующий материал.

Перепускной инструмент имеет канал, который направляет весь флюид изнутри трубы наружу трубы, ​​включающую в себя фильтры ниже перепускного инструмента. Перепускной инструмент имеет второй канал, который позволяет флюиду вытекать из внутренней области фильтра ниже перепускного инструмента в кольцевое пространство снаружи трубы, но выше пакера.

После установки пакера пульпу, обычно содержащую гравий, можно закачивать в скважину через трубу. Когда пульпа достигает перепускного инструмента, она выходит из перепускного инструмента ниже перепускного инструмента в кольцевое пространство, созданное снаружи фильтра.

Когда пульпа проходит от устья скважины к забою вдоль наружной части фильтра, гравий осаждается по мере того, как флюид-носитель, который несет гравий, стекает во внутреннюю часть фильтра. По мере стекания флюида во внутреннюю часть фильтра становится все труднее перекачивать пульпу вниз по стволу скважины. После покрытия определенного участка фильтра гравий начнет накапливаться обратно от забоя к устью для полной набивки фильтра.

После окончания гравийной набивки кольцевого пространства вокруг фильтра оператор высвобождает пакер и перепускной инструмент из съемного элемента и извлекает их задним концом вперед. После высвобождения пакера и перепускного элемента съемный элемент останется в качестве точки повторного подсоединения. Съемный элемент нужен, чтобы позволить оператору подсоединиться к хвостовику перед введением в эксплуатацию скважину.

Как правило, используют какой-либо тип или механического пакера, или набивного механизма для герметизации кольцевого пространства внутри обсадной колонны и снаружи хвостовика так, чтобы весь поток направлялся через гравийную набивку и в хвостовик. Это предотвращает протекание вверх через кольцевое пространство, что может смыть песчано-гравийную набивку вокруг хвостовика. Обычно пакер опускают в виде отдельного устройства, которое подсоединяют к съемному элементу с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, подсоединенной над пакером. Этот узел должен быть опущен в скважину прикрепленным к хвостовику, а затем механически или гидравлически активирован для герметизации устройства с кольцевым пространством. Время для спуска этих уплотнительных механизмов, а также стоимость этих инструментов может быть значительной.

Таким образом, существует значительная потребность в усовершенствованном пакере для использования в операциях гравийной набивки, способном устранить дополнительные скважинные спускоподъемные операции. Настоящее изобретение удовлетворяет этим потребностям и обеспечивает дополнительные соответствующие преимущества.

В одном из вариантов осуществления изобретения набухающий пакерный элемент устанавливают на фильтр трубы выше просеивающей секции, но ниже съемного элемента. Набухающий пакерный элемент обычно имеет диаметр, который обеспечивает свободную циркуляцию песко-гравийной пульпы вокруг набухающих пакерных элементов снаружи при опускании и первоначальной установке в скважине. Обычно набухающий пакерный элемент недостаточно набухает для образования уплотнения между трубой и стволом скважины или обсадной колонной до завершения операции гравийной набивки.

Набухающий пакерный элемент ниже съемного элемента устранил бы необходимость в опускании отдельного механического пакера или набивного механизма для герметизации кольцевого пространства внутри обсадной трубы и снаружи хвостовика.

Использованный здесь термин "набухающий" означает любой материал, который увеличивается в размерах в присутствии активационного флюида, такого как углеводород, вода, гибридный флюид или другой активационный флюид.

Сущность изобретения поясняется на чертежах.

На фиг.1 показан скважинный узел, установленный в обсаженную скважину.

На фиг.2 представлен ​​скважинный узел с фильтром, расположенный смежно с перфорациями.

На фиг.3 показан ствол скважины и скважинный узел, который оператор готовится извлечь концом вперед из ствола скважины.

На фиг.4 изображен участок скважинного узла, который остается в стволе скважины.

На фиг.5 показана законченная гравийная набивка с набухающим пакером 50 в расширенном состоянии.

Нижеследующее описание включает в себя примерные устройства, способы, технологии и последовательности команд, воплощающие технологии объекта изобретения. Тем не менее следует понимать, что описанные варианты осуществления могут быть выполнены без этих конкретных деталей.

На фиг.1 показан скважинный узел 10, установленный в обсаженном стволе скважины 20. В представленном стволе скважины 20 показана пакер-пробка 22, расположенная в забое ствола скважины 20. Представленный ствол скважины имеет также несколько перфораций 24. Скважинный узел 10 обычно собирают на поверхности, и он состоит из нескольких подузлов, в том числе утяжеленной пробки 12, фильтра 14, секции обсадной трубы ​​16, центратора 18, съемного элемента 26, перепускного инструмента 28, механического пакера 30, набухающего пакера 50, прикрепленного к внешней части обсадной трубы 16, а также насосно-компрессорной колонны 32. Съемный элемент 26 может включать в себя такие варианты, как срезную трубу или посадочный ниппель.

Обычно набухающий пакер 50 представляет собой набухающий эластомер, например этилен-пропилен-диен-мономер, который набухает в присутствии углеводородов, смесь нитрила с суперпоглощающими полимерами (SAP), которая набухает в присутствии воды, или смесь этилен-пропилен-диен-мономера с суперпоглощающими полимерами, набухающая в присутствии активационного флюида, которая также может включать в себя либо воду, либо углеводородную основу. При этом набухающий эластомер обернут снаружи обсадной несущей трубы 16.

При опускании скважинного узла в ствол скважины пакер-пробка 22 в стволе скважины 20 служит для размещения скважинного узла 10 и изолирования конкретного важного пласта, смежного с перфорациями 24, от нижнего участка ствола скважины 20. Утяжеленная пробка 12 служит для направления скважинного блока 10 в ствол скважины 20, при этом предотвращая зависание скважинного узла 10 на любых выступах, которые могут существовать в стволе скважины 20. Утяжеленная пробка 12 служит также для герметизации нижней части фильтра 14 от наружной части фильтра 14, тем самым вынуждая любой флюид протекать через фильтр 14, прежде чем попасть внутрь фильтра 14. На этапе первоначального спуска пакер еще не разбухает в сколь-нибудь заметной степени.

На фиг.2 представлен скважинный узел 10 с фильтром 14, расположенный смежно с перфорациями 24. При надлежащим образом расположенном фильтре 14 может быть установлен механический пакер 30. Установка механического пакера 30 герметизирует ствол скважины 20 со скважинным узлом 10, что изолирует ствол скважины 20 выше механического пакера 30 от ствола скважины 20 ниже механического пакера 30.

С изолированной нужной секцией ствола скважины 20 можно начинать операцию гравийной набивки. Гравийную пульпу, обозначенную направляющей стрелкой 34, закачивают вниз насосно-компрессорной колонны 32. При движении гравийной пульпы через внутреннюю часть скважинного узла 10 она перемещается через внутреннюю часть механического пакера 30, поступая на перепускной инструмент 28. На перепускном инструменте 28, как отображено стрелкой направленного потока 40, гравийная пульпа проходит через каналы 36 и движется в кольцевое пространство, созданное стволом скважины 20, скважинным узлом 10, пакер-пробкой 22 и механическим пакером 30. Во время этапа гравийной набивки набухающий пакер 50 еще не набух в сколь-нибудь заметной степени и имеет диаметр, который существенно не препятствует потоку гравийной пульпы при течении гравийной пульпы из перепускного инструмента 28 ниже кольцевого пространства 38 к фильтру 14. Гравийная пульпа затем перемещается к перфорациям 24, пласту 54 и фильтру 14. После того как гравийная пульпа достигает фильтров 14, гравий застревает в кольцевом пространстве 38, тогда как флюид-носитель, обозначенный направляющей стрелкой 42, проходит через фильтр 14 и обратно во внутреннюю часть фильтра 14, оставляя гравий 56 заполнять кольцевое пространство 38, смежное фильтрам 14. Затем флюид-носитель перемещается вверх по направлению к перепускному инструменту 28. На перепускном инструменте 28 флюид-носитель поступает в проход, который изолирует флюид-носитель от гравийной пульпы, позволяя флюиду-носителю течь вверх через внутреннюю часть механического пакера 30. После того как флюид-носитель окажется выше механического пакера 30, проход позволяет флюиду-носителю, как обозначено направляющей стрелкой 46, пройти через канал 44, соединяющий проход с кольцевым пространством между стволом скважины 20 и насосно-компрессорной колонной 32.

На фиг.3 показан ствол скважины 20 и скважинный узел 10 после набивки фильтра 14 гравием 56, который оператор готовится извлечь задним концом вперед из ствола скважины 20. Чтобы выполнить извлечение задним концом вперед из ствола скважины 20, сначала высвобождают механический пакер 30, так что флюид теперь может течь через кольцевое пространство между стволом скважины 20 и скважинным узлом 10 снизу механического пакера 30 выше механического пакера 30. Флюид может быть закачан в обход механического пакера 30 на поверхность через кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной 32 и стволом скважины 20. Флюид течет через накопленный гравий 56 в перепускной инструмент 28, как обозначено направляющей стрелкой 52. Когда флюид течет в перепускной инструмент через каналы 36, флюид забирает избыточный гравий 56 и уносит гравий 56 к поверхности. Флюид закачивают в кольцевое пространство, пока нужное количество избыточного гравия 56 не будет вымыто из скважины. Обычно вымывают достаточно гравия 56, так что кольцевое пространство, смежное к набухающему пакеру 50, становится свободным от гравия.

На фиг.4 изображен участок скважинного узла, который остается в стволе скважины 20 после того, как оператор извлекает часть скважинного узла задним концом вперед из ствола скважины 20. В какой-то момент времени после извлечения перепускного инструмента, механического пакера и насосно-компрессорной колонны набухающий пакер 50 расширяется, чтобы заполнить пространство между стволом скважины 20 и обсадной трубой 16 и смежное к набухающему пакеру 50, тем самым устраняя необходимость выполнения спускоподъемной операции в ствол скважины 20 и активирования постоянного пакера. После полного расширения набухающего пакера 50 кольцевое пространство 38 ниже набухающего пакера 50 и пространство над набухающим пакером 50 изолированы друг от друга.

На фиг.5 показана законченная гравийная набивка с набухающим пакером 50 в его расширенном состоянии, изолирующем кольцевое пространство над набухающим пакером 50 от кольцевого пространства под набухающим пакером 50. Путем предотвращения потока флюида в обход набухающего пакера 50 любой флюид, произведенный из пласта 54, вынужден проходить через фильтры 14, прежде чем двигаться вверх и в насосно-компрессорную колонну 32, а затем на поверхность.

В некоторых случаях, например, когда пластовое давление низкое или истощенное, выше набухающего пакера может быть добавлен насос, чтобы помочь поднять флюид и газ на поверхность. Тип используемого насоса будет зависеть от конкретного применения, однако такой насос может представлять собой электрический погружной насос, вставной штанговый насос, такой как винтовой насос кавитационного типа или бочкообразный насос, либо может быть использован газлифтный насос.

Следует понимать, что варианты осуществления, описанные со ссылкой на различные конструкции и разработки, являются иллюстративными, и что объем объекта изобретения ими не ограничивается. Возможны многие изменения, модификации, дополнения и усовершенствования. Например, могут быть применены используемые здесь конструкции и технологии.

Компоненты, операции или конструкции, описанные здесь как одинарные, могут иметь многозвенную конфигурацию. В целом, конструкции и выполняемые функции, представленные в виде отдельных компонентов в примерной конфигурации, могут быть реализованы как комбинированная конструкция или компонент. Кроме того, конструкции и выполняемые функции, представленные в виде одинарного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие вариации, изменения, дополнения и усовершенствования могут соответствовать объему объекта изобретения.

1. Устройство для герметизации ствола скважины, содержащее:
узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом;
съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы;
механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; и
набухающий пакер, образованный из набухающего материала, прикрепленный к внешней стороне неперфорированной несущей трубы; причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр, при этом
устройство выполнено с возможностью использования гравийной набивки скважины посредством:
установки механического пакера,
закачивания гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождения механического пакера,
удаляют механический пакер и перепускной инструмент путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечения расширения набухающего материала от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.

2. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором съемный элемент является срезным элементом.

3. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором съемный элемент является посадочным ниппелем.

4. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором первый диаметр набухающего материала имеет приблизительно ту же величину, что и диаметр посадочного ниппеля.

5. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором второй диаметр набухающего материала герметизирует неперфорированную несущую трубу в скважине.

6. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором набухающий материал расширяется в присутствии активационного флюида.

7. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 6, в котором активационным флюидом является вода.

8. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 6, в котором активационным флюидом является углеводород.

9. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором узел скважинного фильтра имеет насос рядом с верхним концом узла скважинного фильтра.

10. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой электрический погружной насос.

11. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой вставной штанговый насос.

12. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой газлифтный насос.

13. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором набухающий материал представляет собой набухающий эластомер.

14. Способ герметизации ствола скважины, в котором:
устанавливают узел скважинного фильтра в ствол скважины, причем узел скважинного фильтра имеет верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, узел скважинного фильтра также содержит съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы, механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; при этом набухающий пакер образован из набухающего материала, прикрепленного к внешней стороне неперфорированной несущей трубы, причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр,
осуществляют гравийную набивку скважины, при этом гравийная набивка скважины также включает:
установку механического пакера,
закачивание гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождение механического пакера,
удаление механического пакера и перепускного инструмента путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечение расширения набухающего пакера от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.

15. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором набухающий материал представляет собой эластомер.

16. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором съемный элемент представляет собой посадочный ниппель.

17. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором съемный элемент представляет собой срезной элемент.

18. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором первый диаметр набухающего материала имеет приблизительно ту же величину, что и диаметр посадочного ниппеля.

19. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором второй диаметр набухающего материала герметизирует неперфорированную несущую трубу в скважине.

20. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором набухающий материал расширяется в присутствии активационного флюида.

21. Способ герметизации ствола скважины по п. 20, в котором активационным флюидом является вода.

22. Способ герметизации ствола скважины по п. 20, в котором активационным флюидом является углеводород.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системам кольцевой перемычки, предназначенной для расширения в кольцеобразном пространстве между трубной конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины.

Изобретение относится к скважинному нефтепромысловому оборудованию и более конкретно к элементам надувных пакеров. .

Изобретение относится к уплотнительному устройству для временного перекрытия скважины, в частности нефтяной, или трубопровода. .

Изобретение относится к устройствам для временного герметичного перекрытия скважины или трубопровода. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к надувным пакерам. .

Изобретение относится к наружным трубчатым рукавам для оборудования нефтяных скважин и подобных применений. .

Изобретение относится к устройствам и механизмам, предназначенным для эксплуатации источников подземных вод и водозаборных сооружений, в частности, для откачки артезианской воды в магистральные линии городских систем водоснабжения.

Группа изобретений относится к кольцевым барьерам, расширяемым в кольцевом пространстве между трубчатой конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины, а также к кольцевым барьерным системам и системам ствола скважины, содержащим указанный кольцевой барьер. Технический результат заключается в обеспечении более высокой герметичности между манжетой и трубчатым элементом, а также в обеспечении возможности механически обработать соединительный элемент так, чтобы идеально подогнать его к трубчатому элементу, не подвергая изменению материал манжеты и способность манжеты к расширению. Кольцевой барьер содержит трубчатый элемент для установки в качестве части трубчатой конструкции скважины, расширяемую манжету, изготовленную из первого металла, охватывающую трубчатый элемент и ограничивающую пространство, гидравлически соединенное с внутренней полостью трубчатого элемента, причем расширяемая манжета вытянута в продольном направлении и имеет внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатому элементу, и два конца. Кольцевой барьер также содержит два соединительных элемента, изготовленных из второго металла и соединяющих расширяемую манжету с трубчатым элементом на каждом из концов расширяемой манжеты соответственно, отверстие в трубчатом элементе для обеспечения возможности прохождения текучей среды в указанное пространство для расширения манжеты и переходную область, содержащую соединение манжеты с соединительным элементом, при этом первый металл является более гибким, чем второй металл. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к затрубным барьерам, скважинным системам и способам сохранения уплотнения. Технический результат заключается в увеличении уплотнительной способности затрубного барьера. Затрубный барьер содержит трубчатую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, разжимную муфту, окружающую трубчатую часть, при этом каждый конец разжимной муфты прикреплен к трубчатой части посредством соединительной части, проход в трубчатой части или соединительной части, и предохранительную муфту, имеющую первое соединение и второе соединение для прикрепления предохранительной муфты на внешней поверхности разжимной муфты, а также отверстие в соединении с предохранительной муфтой. Предохранительная муфта и разжимная муфта образуют полость, связанную с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством через отверстие, при этом предохранительная муфта имеет среднюю часть, расположенную между двумя соединениями, а отверстие расположено ближе к одному из соединений, чем к средней части, обеспечивая связь с возможностью передачи текучей среды между полостью и затрубным пространством напротив одного из соединений через отверстие. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 19 ил.
Наверх