Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования
Владельцы патента RU 2581593:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования. Техническим результатом является повышение изолирующей способности пакера. Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования включает установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. После замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.
Известен способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины. Устройство включает в себя 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. Способ регулирования скважинного инструмента включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины и воздействие на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника (патент РФ №2495225, кл. Е21В 33/12, опубл. 10.10.2013).
Известен 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. 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 (патент РФ №2531416, кл. E21B 33/00, опубл. 20.10.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, при этом при спуске и установке скважинное оборудование центрируют, а при замене скважинной жидкости закручивают поток жидкости вдоль пакера (WO 2008/020226 А1, 21.02.2008 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является невысокая изолирующая способность пакера особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.
В предложенном изобретении решается задача повышения изолирующей способности пакера.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающем установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, согласно изобретению после замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера.
Сущность изобретения
Общим недостатком известных водонабухающих пакеров является невысокая изолирующая способность пакера особенно в наклонных и горизонтальных скважинах. Это обусловлено тем, что даже в вертикальных скважинах пакер касается одной стороной стенки скважины. Контакт с водой, вызывающей набухание, осуществляется преимущественно с противоположной стороны. Пакер набухает однобоко, преимущественно с одной стороны. Расстояние от корпуса пакера до стенки скважины оказывается равным удвоенному зазору между пакером и стенкой. Прижатие набухающего полимера к стенкам скважины оказывается разным. При больших перепадах давления перед и после пакера такого прижатия оказывается недостаточно для разобщения или изоляции интервалов скважины. Особенно этот недостаток проявляется в горизонтальных скважинах, где пакер лежит на стенке скважины. В процессе спуска пакера в скважину происходит страгивание с места и скольжение упорных колец и уплотнительного элемента вдоль корпуса пакера, возможно полное разрушение уплотнительного элемента пакера. Возникает переток жидкости не только вдоль стенки скважины, но и вдоль корпуса пакера. Изолирующая способность пакера снижается. В предложенном изобретении решается задача повышения изолирующей способности пакера. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования производят установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. Как правило, пакер набухает или в углеводородной жидкости, например, нефти, или в пресной воде и очень медленно в пластовой высокоминерализованной воде. Если пакер набухает в воде, то перед спуском пакера скважину заполняют нефтью. Если пакер набухает в нефти, то перед спуском пакера скважину заполняют водой. Спуск пакера и скважинного оборудования в скважину, заполненную жидкостью, в которой пакер не набухает или набухает медленно, способствует предотвращению преждевременного набухания и установки пакера в скважине в незапланированном месте.
При спуске и установке скважинное оборудование центрируют, для чего перед и после пакера устанавливают центраторы-турбулизаторы.
Центраторы-турбулизаторы представляют собой центрирующий элемент с несколькими внешними лопастями в количестве 3-5 штук на окружности с углом наклона лопастей 35-40° к оси корпуса. Отношение высоты лопасти к диаметру корпуса 0,35-0,45. Центраторы-турбулизаторы центрируют расположение корпуса пакера относительно стенок скважины. В процессе замещения пресной водой центраторы-турбулизаторы создают турбулентный режим течения жидкостей, увеличивая степень замещения скважинной жидкости водой в зазоре между уплотнительным элементом и стенкой скважины, тем самым увеличивая скорость и степень набухания водонабухающего пакера.
Пакер быстро набухает в пресной воде и медленно набухает в минерализованной воде. При замене в скважине пресной воды на минерализованную активация набухания пакера в пресной воде способствует более быстрому набуханию в воде высокой минерализации. Такой способ установки и активации водонабухающего пакера обеспечивает работоспособность пакера в пластовых водах с любой степенью минерализации.
Пакер собирают следующим образом.
На фиг. 1 представлен заявленный пакер в сборе перед спуском его в скважину. На фиг. 2 представлен пакер в разрезе без центраторов-турбулизаторов.
На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - корпус, 2 - упорные кольца, 3 - уплотнительный элемент из водонабухающего полимера; 4 - центраторы-турбулизаторы.
На фиг. 2 приняты следующие обозначения: 5 - цанговый фиксатор, 6 - обжимное кольцо, 7 - канавка, 8 - отверстия с резьбой, 9 - винт; 10 - насечки; 11 - разрезы.
Пакер собирают следующим образом.
На корпусе 1 размещают упорные кольца 2, вворачивают в отверстия 8 винты 9 до закрепления упорных колец 2 на корпусе 1. Укладывают на корпус 1 уплотнительный элемент 3 с размещением его части в канавке 7. На цанговые фиксаторы 5 надвигают обжимные кольца 6. На внутренней части цангового фиксатора имеются поперечные насечки 10 и продольные разрезы 11. Насечки 10 способствуют зацеплению элементов цанги за тело корпуса 1, за счет продольных разрезов 11 происходит плотное прижатие к корпусу 1.
Скважину заполняют жидкостью, в которой пакер не набухает.
Пакер спускают в скважину на колонне обсадных или насосно-компрессорных труб в заданный интервал. После спуска оборудования в скважину производят замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает. Проводят технологическую выдержку для набухания пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. При замене скважинной жидкости посредством центраторов-турбулизаторов создают турбулентный поток жидкости в интервале установки пакера. Это способствует вытеснению из узкого зазора между пакером и стенкой скважины скважинной жидкости, которая может иметь повышенную вязкость, например, бурового раствора, вязкой нефти, вязкой нефтяной эмульсии, асфальтосмолопарафиновых отложений на стенках скважины и т.п.
Для лучшей замены скважинной жидкости в зазоре между пакером и стенкой скважины после замены скважинной жидкости выполняют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока вдоль пакера, например, организуют прямую и обратную промывку в интервале установки пакера. Закручивание или завихрение потока происходит за счет центраторов-турбулизаторов.
В результате удается надежно запакероваться в необходимом интервале скважины.
Пример конкретного выполнения
Изолируют водонабухающим пакером интервал обводнения нефтедобывающей скважины в необсаженном горизонтальном стволе, расположенный на глубине 1520-1662 м - «носочная» часть горизонтального ствола скважины. Из скважины поднимают глубинно-насосное оборудование. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины. При открытой затрубной задвижке по колонне насосно-компрессорных труб прокачивают нефть в объеме скважины. Контроль ведут по наличию воды в нефти, выливающейся из затрубья в желобную емкость около скважины. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. На устье скважины собирают компоновку, состоящую из башмака, обсадных труб, патрубка с нижним центратором-турбулизатором, водонабухающего пакера согласно фиг. 1 и 2, патрубка с верхним центратором-турбулизатором, скважинного фильтра на обсадной трубе, колонны обсадных труб. За счет центраторов-турбулизаторов при спуске и установке скважинное оборудование центрируют. Спускают компоновку в скважину. По достижении забоя при открытой затрубной задвижке по колонне прокачивают пресную воду до выхода «чистой» воды из затрубья в желобную емкость около скважины. При этом при замещении скважинной жидкости за счет центраторов-турбулизаторов поток жидкости закручивается в интервалах установки пакеров. После замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока вдоль пакера путем прямой промывки прокачкой воды по колонне труб с выходом через затрубное пространство и обратной промывки путем прокачки воды по затрубному пространству с выходом воды из колонны труб. Проводят технологическую выдержку в течение 10 суток для набухания пакера. В колонну спускают на штангах насос и запускают скважину в эксплуатацию. В результате обводненность добываемой продукции снизилась с 80 до 58%.
В результате постановки пакера удается надежно изолировать интервал скважины.
Применение предложенного изобретения позволит решить задачу повышения изолирующей способности пакера.
Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, отличающийся тем, что после замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера.
