Способ испытания барьера

Группа изобретений относится к системе заканчивания скважины перед началом добычи и, в частности, к испытанию барьеров для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины. Технический результат – усовершенствование испытания барьеров для обеспечения целостности скважины. По способу осуществляют соединение буровой трубы с первым концом первой эксплуатационной обсадной колонны, имеющей затрубные барьеры. Эти барьеры содержат трубчатую часть, образующую часть обсадной колонны, и разжимную муфту, окружающую указанную трубчатую часть, тем самым образуя разжимное пространство. Вводят буровую трубу и первую эксплуатационную обсадную колонну в промежуточную обсадную колонну, проходящую в первой части ствола скважины, наиболее близкой к устью скважины, и по меньшей мере части первой эксплуатационной обсадной колонны во вторую часть ствола скважины. Герметизируют второй конец первой эксплуатационной обсадной колонны. Повышают изнутри давление в первой эксплуатационной обсадной колонне и разжимают одну или более разжимных муфт затрубных барьеров для примыкания к стенке ствола скважины. Повышают изнутри давление в первой эксплуатационной обсадной колонне до заданного давления. Испытывают первую эксплуатационную обсадную колонну и один или более разжатых барьеров после разжимания путем измерения, поддерживается ли заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Устанавливают первый пакер барьера между первой эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной. Испытывают первый пакер барьера на выполнение им функции барьера для обеспечения общей целостности скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу испытания барьера для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины. Кроме того, настоящее изобретение относится к системе заканчивания скважины для добычи нефти из скважины и к добыче нефти, осуществляемой с использованием способа испытания барьера.

Уровень техники

Утечка нефти на платформе Deepwater Horizon, также называемая утечкой нефти в Мексиканском заливе или выбросом нефти на месторождении Макондо (Macondo), представляла собой утечку нефти, происходившую непрерывно в течение трех месяцев в 2010 году. В истории нефтедобывающей промышленности этот выброс считается одной из самых больших аварийных утечек нефти в море, возникшей в результате фонтанирования нефти из морского дна после взрыва 20 апреля 2010 года на буровой платформе Deepwater Horizon, с которой осуществлялось бурение на участке Макондо. Предполагается, что одной из основных причин выброса была некачественная операция цементирования при заканчивании скважины. Цемент используют для герметизации пространства между первым трубчатым элементом и стенкой ствола скважины и между первым трубчатым элементом и следующим трубчатым элементом. Иногда случается, что цемент после закачивания оседает в предназначенном для него пространстве, и во время данного процесса в цементе образуются нежелательные карманы, либо цемент утекает в незамеченную трещину в пласте. Если цемент не заполняет затрубное пространство в достаточной степени, например, между первым трубчатым элементом и стенкой ствола скважины, нефть во время добычи может просачиваться и фонтанировать через цемент или вдоль трубчатого элемента, что впоследствии может обернуться угрозой разлива нефти.

После выброса в Макондо внимание правительственных организаций во всем мире, а также нефтяной промышленности, было сосредоточено на проблеме обеспечения целостности скважины. Для решения этих задач особое внимание было уделено включению в конструкции оборудования скважины систем скважинных барьеров для улучшения целостности скважины.

Раскрытие изобретения

Задача настоящего изобретения состоит в полном или частичном устранении вышеупомянутых недостатков уровня техники. Более конкретно, задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованного способа испытания барьеров, предназначенного для применения в законченных скважинах перед началом добычи в скважине.

Вышеупомянутые задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и свойства, очевидные из нижеприведенного описания, выполнены благодаря решению согласно настоящему изобретению посредством способа испытания барьера для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины, причем способ применяют перед началом добычи в скважине, при этом способ содержит следующие этапы:

- соединение буровой трубы с первым концом первой эксплуатационной обсадной колонны, имеющей затрубные барьеры, причем затрубные барьеры содержат трубчатую часть, образующую часть обсадной колонны, и разжимную муфту, окружающую трубчатую часть, тем самым образуя разжимное пространство;

- введение буровой трубы и первой эксплуатационной обсадной колонны посредством бурового наконечника, расположенного у устья скважины, в промежуточную обсадную колонну, проходящую в первой части ствола скважины, наиболее близкой к устью скважины, и по меньшей мере части первой эксплуатационной обсадной колонны во вторую часть ствола скважины;

- герметизация второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны;

- повышение изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны и разжимание одной или более разжимных муфт затрубных барьеров для примыкания к стенке ствола скважины;

- повышение изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны до заданного давления; и

- испытание первой эксплуатационной обсадной колонны после разжимания путем измерения, поддерживается ли заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

В варианте осуществления изобретения способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы установки первого пакера барьера между первой эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной, отсоединения буровой трубы, повышения изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны и промежуточной обсадной колонны до второго заданного давления, и испытания первого пакера барьера путем измерения, поддерживается ли второе заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Кроме того, способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы установки первого пакера барьера между первой эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной, повышения изнутри давления промежуточной обсадной колонны до второго заданного давления, и испытания первого пакера барьера путем измерения, поддерживается ли второе заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы введения второй эксплуатационной обсадной колонны в скважину, причем вторая эксплуатационная обсадная колонна имеет пробку, расположенную внутри второй эксплуатационной обсадной колонны, и скважинный предохранительный клапан, расположенный внутри второй эксплуатационной обсадной колонны ближе, по сравнению с пробкой, к устью скважины, установки второго пакера барьера в затрубном пространстве между второй эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной, повышения изнутри давления затрубного пространства до третьего заданного давления, и испытания второго пакера барьера путем измерения, поддерживается ли третье заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Кроме того, способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы открытия скважинного предохранительного клапана, повышения изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны до четвертого заданного давления, и испытания пробки путем измерения, поддерживается ли четвертое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Дополнительно, способ испытания барьера может содержать этапы закрытия скважинного предохранительного клапана, повышения изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны выше скважинного предохранительного клапана до пятого заданного давления, и испытания скважинного предохранительного клапана путем измерения, поддерживается ли пятое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Кроме того, способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы замены бурового наконечника устьевым оборудованием скважины, повышения изнутри давления затрубного пространства до шестого заданного давления, и испытания второго пакера барьера путем измерения, поддерживается ли шестое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Третье и шестое заданные давления могут быть идентичными.

Также, способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы повышения изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны выше скважинного предохранительного клапана до седьмого заданного давления, и испытания скважинного предохранительного клапана путем измерения, поддерживается ли седьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

В варианте осуществления изобретения между промежуточной обсадной колонной и стволом скважины помещают цемент, и промежуточная обсадная колонна содержит по меньшей мере два затрубных барьера, при этом перед размещением в скважине первой эксплуатационной обсадной колонны разжимают затрубные барьеры промежуточной обсадной колонны для примыкания к стенке ствола скважины, тем самым вытесняя неотвержденный цемент с обеспечением увеличения давления между затрубными барьерами, причем способ содержит этап испытания затрубных барьеров путем мониторинга увеличения давления в течение некоторого периода времени.

Дополнительно, промежуточная обсадная колонна может содержать затрубный барьер, и перед расположением первой эксплуатационной обсадной колонны в буровой скважине разжимают затрубные барьеры промежуточной обсадной колонны для примыкания ко второй промежуточной обсадной колонне, расположенной снаружи промежуточной обсадной колонны, посредством чего обеспечивают наличие второго затрубного пространства выше промежуточных барьеров и второго промежуточного барьера и между ними, причем способ содержит этапы повышения изнутри давления второго затрубного пространства до восьмого заданного давления, и испытания затрубного барьера путем измерения, поддерживается ли восьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

Способ испытания барьера может дополнительно содержать этап вращения первой эксплуатационной обсадной колонны при ее введении.

Кроме того, второй конец первой эксплуатационной обсадной колонны может содержать наружные кромки, выполненные с возможностью функционирования в качестве "бурового наконечника" при введении эксплуатационной обсадной колонны во вторую часть ствола скважины.

Дополнительно, перед началом этапа герметизации второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны в первой эксплуатационной обсадной колонне могут повышать давление посредством промывочной текучей среды таким образом, что промывочную текучую среду закачивают со второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны для смывания бурового раствора снаружи первой эксплуатационной обсадной колонны.

Дополнительно, промывочная текучая среда может представлять собой любой тип текучей среды, например, скважинную текучую среду, воду или морскую воду.

В варианте осуществления способа испытания барьера этап повышения давления может быть выполнен путем нагнетания под давлением текучей среды в скважину из устья скважины.

Также, этап герметизации второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны может быть выполнен путем сброса шара в первую эксплуатационную обсадную колонну, причем упомянутый шар выполнен с возможностью герметизации отверстия, предусмотренного на втором конце первой эксплуатационной обсадной колонны.

Дополнительно, этап герметизации второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны может быть выполнен путем вставки пробки в отверстие на втором конце первой эксплуатационной обсадной колонны.

Способ испытания барьера может дополнительно содержать этап удаления пробки, расположенной во второй эксплуатационной обсадной колонне.

Кроме того, способ испытания барьера может дополнительно содержать этап выполнения прорезей в первой эксплуатационной обсадной колонне для создания соединения с возможностью передачи текучей среды между стволом скважины и обсадной колонной.

Дополнительно, прорези могут быть выполнены путем пробивания, пробуривания, протягивания, использования скользящих муфт, перфорации первой эксплуатационной обсадной колонны или комбинации вышеперечисленного.

Также, разжимная муфта может быть выполнена из металла.

Кроме того, трубчатая часть затрубного барьера может содержать отверстие.

Дополнительно, промежуточная обсадная колонна и первая и вторая эксплуатационные обсадные колонны могут быть выполнены из металла.

В варианте осуществления изобретения способ испытания барьера может дополнительно содержать этап закачивания наружу через прорези в ствол скважины текучей среды, предназначенной для воздействия на пласт, для осуществления воздействия на ствол скважины.

Кроме того, текучая среда, предназначенная для воздействия на пласт, может представлять собой кислоту.

Дополнительно, пакер барьера может представлять собой разжимной затрубный барьер.

Дополнительно, буровая труба может быть соединена с первой эксплуатационной обсадной колонной посредством спускного инструмента.

Также, пробка может представлять собой стеклянную пробку или клапан для разобщения пластов (FIV).

Способ испытания барьера может дополнительно содержать этапы сохранения данных испытания соответственно первой эксплуатационной обсадной колонны, первого пакера барьера, второго пакера барьера, пробки, скважинного предохранительного клапана и затрубных барьеров для документирования общей целостности скважины перед добычей нефти.

Настоящее изобретение также относится к системе заканчивания скважины для добычи нефти из скважины, причем упомянутая система предназначена для осуществления способа по любому из предшествующих пунктов.

Наконец, настоящее изобретение относится к добыче нефти, осуществляемой с использованием вышеописанного способа.

Краткое описание чертежей

Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:

на фиг. 1 изображен вид в поперечном разрезе первой эксплуатационной обсадной колонны, введенной в ствол скважины;

на фиг. 2 изображен вид в поперечном разрезе первой эксплуатационной обсадной колонны, имеющей затрубные барьеры, предназначенные для разжимания с прижатием к стенке ствола скважины;

на фиг. 3 изображен вид в поперечном разрезе скважины, в которой между промежуточной обсадной колонной и первой эксплуатационной обсадной колонной установлен первый пакер барьера;

на фиг. 4 изображен вид в поперечном разрезе скважины, в которой в промежуточной обсадной колонне установлена вторая эксплуатационная обсадная колонна, и между промежуточной обсадной колонной и второй эксплуатационной обсадной колонной установлен второй пакер барьера;

на фиг. 5 изображен вид в поперечном разрезе скважины, в которой удален буровой наконечник в устье скважины перед его заменой устьевым оборудованием скважины;

на фиг. 6 изображен вид в поперечном разрезе скважины, в которой буровой наконечник заменен устьевым оборудованием скважины;

на фиг. 7 изображен вид в поперечном разрезе скважины, в которой первая обсадная колонна снабжена отверстиями, и добываемые углеводороды, содержащие текучую среду, протекают через отверстия в двух экслпуатационных зонах между разжатыми затрубными барьерами;

на фиг. 8А изображен вид в поперечном разрезе устья варианта осуществления скважины, в которой два затрубных барьера, окружающих промежуточную обсадную колонну, разжаты в окружающий цемент для обеспечения скважинного барьера;

на фиг. 8В изображен вид в поперечном разрезе устья другого варианта осуществления скважины, в которой два затрубных барьера, окружающих первую промежуточную обсадную колонну, разжаты в окружающий цемент для обеспечения скважинного барьера между двумя промежуточными обсадными колоннами;

на фиг. 9 изображен вид в поперечном разрезе скважины, иллюстрирующий вращение первой эксплуатационной обсадной колонны при введении ее в ствол скважины; и

на фиг. 10 изображен вид в поперечном разрезе разжатого затрубного барьера.

Все чертежи являются очень схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, а другие части не показаны или показаны без объяснения.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 изображена система заканчивания скважины 100 в готовом состоянии. Буровой наконечник 6 расположен у устья 7 скважины в первой части 18 ствола 4 скважины и поверх кондукторной трубы 8. Кондукторная труба 8 зацементирована для формирования уплотнения относительно внутренней стенки 9 ствола 4 скважины и соединена в ее верхней части с буровым наконечником 6. Внутри кондукторной трубы 8, также у устья 7 скважины, расположена промежуточная обсадная колонна 11. Промежуточная обсадная колонна 11 также зацементирована для формирования уплотнения между кондукторной трубой 8 и промежуточной обсадной колонной. Промежуточная обсадная колонна 11 на ее верхнем конце 12 также соединена с буровым наконечником 6. Буровая труба 10 соединена на первом конце 13 с первым концом 20 первой эксплуатационной обсадной колонны 3. Второй конец 14 соединен с насосом (не показан) для повышения давления в буровой трубе 6 и, соответственно, в первой эксплуатационной обсадной колонне 3. Эксплуатационная обсадная колонна 3 и буровая труба 10 соединены посредством спускного инструмента 15 или подобного соединительного устройства. Первая эксплуатационная обсадная колонна 3 содержит несколько затрубных барьеров 17, которые показаны на фиг. 1 в неразжатом состоянии, будучи вставленными через буровой наконечник 6 вниз в промежуточную обсадную колонну 11, причем основная часть первой эксплуатационной обсадной колонны 3 введена во вторую часть 19 ствола скважины, формируя при этом вместе с внутренней стенкой 9 ствола 4 скважины, и, соответственно, с пластом 2, затрубное пространство 16. При введении первой эксплуатационной обсадной колонны 3 в ствол 4 скважины второй конец 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3, наиболее удаленный от устья 7 скважины, находится в открытом состоянии.

Затем разжимают затрубные барьеры 17 для примыкания к внутренней стенке 9 ствола 4 скважины, как показано на фиг. 10. На фиг. 10 представлено увеличенное изображение затрубного барьера 17 в разжатом состоянии, когда разжимная муфта 22, окружающая трубчатую часть 23, примыкает и прижимается к внутренней стенке 9 ствола 4 скважины. Таким образом, разжатый затрубный барьер 17 создает уплотнение между обсадной колонной и внутренней стенкой 9 ствола 4 скважины и делит затрубное пространство 16 на первую эксплуатационную зону 24 и вторую эксплуатационную зону 25. Разжимная муфта 22 соединена с трубчатой частью 23 посредством двух соединительных частей 26 и образует разжимное пространство 27, в которое из внутреннего пространства трубчатой части через отверстие 28 протекает текучая среда для разжимания разжимной муфты 22 и, соответственно, затрубного барьера 17. Разжимная муфта 22 может быть выполнена из металла и иметь кольцевые уплотнения, расположенные на ее наружной поверхности.

Как показано на фиг. 2, второй конец 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3 герметизируют путем сброса шара 29 в текучую среду 30 в буровой трубе 10. Шар 29 опускается вниз по скважине до тех пор, пока он не разместится в седле 42, выполненном во втором конце 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3. Затем повышают изнутри давление первой эксплуатационной обсадной колонны 3 и буровой трубы 10, создавая повышенное давление, разжимающее разжимные затрубные барьеры 17 до их примыкания к внутренней стенке 9 ствола 4 скважины и, таким образом, разделения ими затрубного пространства 16 на несколько эксплуатационных зон. Для испытания первой эксплуатационной обсадной колонны 3 на герметичность после того, как были разжаты затрубные барьеры 17, давление в буровой трубе 10 и первой эксплуатационной обсадной колонне 3 повышают до первого заданного давления, и испытывают первую эксплуатационную обсадную колонну 3 путем измерения, поддерживается ли первое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Если давление в течение этого периода времени падает, это означает, что первая эксплуатационная обсадная колонна 3 протекает, а если давление сохраняется, без необходимости дальнейшей подкачки, это означает, что первая эксплуатационная обсадная колонна 3 является герметичной и образует так называемую "сплошную обсадную колонну", которая, таким образом, сопоставима с простой непрерывной металлической обсадной колонной без применения каких-либо компонентов, например, муфты, барьеров и так далее.

После испытания первой эксплуатационной обсадной колонны 3 буровая труба 10 должна быть отсоединена, но прежде чем это будет сделано, между первой эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной 11 устанавливают первый пакер 31 барьера, как показано на фиг. 3, если он еще не был установлен перед испытанием первой эксплуатационной обсадной колонны 3. Затем буровую трубу 10 отсоединяют, и повышают изнутри давление первой эксплуатационной обсадной колонны 3 и промежуточной обсадной колонны 11 до второго заданного давления, и испытывают первый пакер 31 барьера путем измерения, поддерживается ли второе заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

В другом варианте осуществления изобретения повышают изнутри давление промежуточной обсадной колонны 11 до второго заданного давления таким образом, чтобы давление повышалось изнутри затрубного пространства 32 между промежуточной обсадной колонной 11 и буровой трубой 10 до второго заданного давления на некоторый период времени, и испытывают первый пакер 31 барьера путем измерения, поддерживается ли второе заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

В известных технологиях заканчивания скважины пакеры и прочие "барьеры" устанавливают, но не испытывают их, и поэтому точно не известно, действительно ли эти устройства выполняют функции барьеров.

После подтверждения того, что первый пакер 31 барьера действительно выполняет функции барьера, в скважину вводят вторую эксплуатационную обсадную колонну 33, имеющую пробку 34 и скважинный предохранительный клапан 36, как показано на фиг. 4. Пробка 34 и скважинный предохранительный клапан 36 расположены внутри второй эксплуатационной обсадной колонны 33, причем скважинный предохранительный клапан 36 расположен ближе, по сравнению с пробкой 34, к устью 7 скважины. Скважинный предохранительный клапан 36 расположен приблизительно на 200-300 метров ниже второй эксплуатационной обсадной колонны от устья скважины. Вторая эксплуатационная обсадная колонна 33 расположена выше первой эксплуатационной обсадной колонны 3 и, таким образом, находится ближе к устью 7 скважины, чем первая эксплуатационная обсадная колонна 3. Затем в затрубном пространстве 39 между второй эксплуатационной обсадной колонной 33 и промежуточной обсадной колонной 11 устанавливают второй пакер 35 барьера. Чтобы испытать второй пакер 35 барьера, повышают изнутри давление затрубного пространства 39 до третьего заданного давления, и испытывают второй пакер 35 барьера путем измерения, поддерживается ли третье заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Пробка 34 может представлять собой традиционную стеклянную пробку или клапан для изоляции пластов, также называемый клапаном для разобщения пластов (FIV).

Если подтверждается, что второй пакер 35 барьера выполняет функцию барьера, открывают скважинный предохранительный клапан 36, и повышают изнутри давление второй эксплуатационной обсадной колонны 33 до четвертого заданного давления, и испытывают пробку 34 путем измерения, поддерживается ли четвертое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Если давление сохраняется в течение заданного периода времени, это означает, что пробка 34 выполняет функцию уплотняющего барьера. Затем скважинный предохранительный клапан 36 снова закрывают. Таким образом, были испытаны пять барьеров.

После закрытия скважинного предохранительного клапана 36 повышают изнутри давление второй эксплуатационной обсадной колонны 33, расположенной выше скважинного предохранительного клапана 36, до пятого заданного давления, и испытывают скважинный предохранительный клапан 36 путем измерения, поддерживается ли пятое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени, и, таким образом, проверяют герметичность скважинного предохранительного клапана 36 и, следовательно, выполнение им функции барьера.

Скважинный предохранительный клапан 36, признанный выполняющим функцию барьера, закрывает буровую скважину в достаточной мере, чтобы заменить буровой наконечник устьевым оборудованием скважины, которое предназначено для использования при добыче, как показано на фиг. 5, где буровой наконечник был удален. Когда устьевое оборудование 37 скважины должным образом соединено с устьем скважины, как показано на фиг. 6, повышают давление изнутри затрубного пространства 39 между второй эксплуатационной обсадной колонной 33 и промежуточной обсадной колонной 11 до шестого заданного давления, и снова испытывают второй пакер 35 барьера после замены бурового наконечника. Это делают таким же образом, как описано выше, то есть путем измерения, поддерживается ли шестое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени, причем, если давление сохраняется, это означает, что устьевое оборудование 37 скважины было успешно соединено с промежуточной обсадной колонной 11. Перед снятием бурового наконечника пространство выше скважинного предохранительного клапана 36 и/или пробки 34 может быть заполнено так называемой тяжелой текучей средой, чтобы предотвратить выброс из скважины. Затем, после замены бурового наконечника на устьевое оборудование 37 скважины, тяжелую текучую среду извлекают.

Затем повышают изнутри давление второй эксплуатационной обсадной колонны 33 выше скважинного предохранительного клапана 36 до седьмого заданного давления, и испытывают скважинный предохранительный клапан 36 путем измерения, поддерживается ли седьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Если шестое и седьмое давления сохраняются в течение соответствующего заданного периода времени, это означает, что устьевое оборудование 37 скважины было присоединено успешно, как показано на фиг. 6.

Как показано на фиг. 8А, между промежуточной обсадной колонной 11 и стволом 4 скважины находится цемент, и в этом варианте осуществления изобретения промежуточная обсадная колонна 11 содержит два затрубных барьера 17. Перед расположением первой эксплуатационной обсадной колонны в скважине затрубные барьеры 17 промежуточной обсадной колонны 11 разжимают для примыкания к внутренней стенке 9 ствола 4 скважины, вытесняя неотвержденный цемент с обеспечением повышения давления в барьерном пространстве 40 между затрубными барьерами 17. Чтобы определить, обеспечивают ли затрубные барьеры 17, примыкающие к стволу 4 скважины, выполнение функции барьера, повышают изнутри давление затрубного пространства 44 до восьмого заданного давления, и испытывают затрубные барьеры 17 путем измерения, поддерживается ли восьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени, например, посредством датчика, расположенного в барьерном пространстве 40. Датчик может быть впоследствии загружен для получения информации об инструменте, введенном в скважину. Благодаря расположению затрубных барьеров 17 в цементе с примыканием к стволу скважины, некачественная операция цементирования не влияет на безопасность скважины, так как затрубные барьеры, расположенные между промежуточной обсадной колонной 11 и стенкой ствола буровой скважины, обеспечивают достаточное уплотнение.

Между промежуточной обсадной колонной 11 и второй промежуточной обсадной колонной 41 может быть расположен по меньшей мере один затрубный барьер 17. На фиг. 8 В показаны два затрубных барьера 17. Барьеры 17 испытывают путем повышения давления в затрубном пространстве 44 между первой промежуточной обсадной колонной 11 и второй промежуточной обсадной колонной 41 с мониторингом падения давления в течение заданного периода времени. В другом варианте осуществления изобретения пространство ниже затрубных барьеров, паказанных на фиг. 8В, заполнено цементом.

Таким образом, скважина закончена и компоненты, а также их взаимные соединения, проверены для подтверждения того, что барьеры действительно выполняют функцию барьеров, и скважина теперь готова к началу добычи, как показано на фиг. 7. Чтобы начать добычу, удаляют пробку 34, расположенную во второй эксплуатационной обсадной колонне 33. Кроме того, необходимо обеспечить наличие прорезей 38 в первой эксплуатационной обсадной колонне 3. Прорези 38 выполняют путем пробивания или пробуривания отверстий в стенке первой эксплуатационной обсадной колонны 3 для обеспечения доступа из внутренней части обсадной колонны и затрубного пространства 16. В другом варианте осуществления изобретения первая эксплуатационная обсадная колонна 3 имеет скользящие муфты (не показаны), закрывающие уже имеющиеся в обсадной колонне прорези, и, таким образом, эти скользящие муфты должны быть активированы для обеспечения доступа к затрубному пространству 16, например, путем введения ключевого инструмента, толкающего и обеспечивающего скольжение упомянутых муфт в их открытое положение. Первая эксплуатационная обсадная колонна 3 также может быть перфорирована стандартным перфорационным инструментом, однако, такие операции перфорирования могут повредить барьеры, испытанные, как описано выше.

Когда обеспечен доступ к затрубному пространству 16 и, следовательно, к пласту, может потребоваться выполнить воздействие на скважину перед тем как она сможет обеспечивать добычу должным образом. Воздействие на скважину выполняют путем закачивания через прорези 38 в ствол 4 скважины текучей среды, предназначенной для воздействия на пласт. Текучая среда, предназначенная для воздействия на пласт, может представлять собой текучую среду для гидроразрыва пласта, используемую для выполнения разрывов в пласте, причем текучая среда для гидроразрыва пласта может содержать проппанты. Текучая среда, предназначенная для воздействия на пласт, может представлять собой кислоту.

Как показано на фиг. 9, первую эксплуатационную обсадную колонну 3 могут вращать во время ее введения, чтобы облегчить продвижение обсадной колонны вперед в стволе 4 скважины. Кроме того, второй конец 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3 содержит наружные кромки 43, выполненные с возможностью функционирования в качестве "бурового наконечника" во время введения эксплуатационной обсадной колонны 3 во вторую часть 19 ствола 4 скважины.

Кроме того, первый конец 20 первой эксплуатационной обсадной колонны 3 может иметь увеличенный диаметр (не показан), обеспечивающий посадку конца второй эксплуатационной обсадной колонны 33 в первый конец первой эксплуатационной обсадной колонны. Таким образом, конец второй эксплуатационной обсадной колонны может быть "посажен впотай" в первую эксплуатационную обсадную колонну 3. Наличие такого посаженного соединения между эксплуатационными обсадными колоннами предохраняет инструмент, например, инструмент, соединенный со скважинным трактором, погруженный при последующих операциях, от застревания в промежутке между упомянутыми двумя эксплуатационными обсадными колоннами, как показано на фиг. 7.

Перед герметизацией второго конца 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3 со второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны 3 могут закачивать промывочную текучую среду для выполнения очистки путем смывания большей части бурового раствора, находящегося снаружи первой эксплуатационной обсадной колонны 3, вдоль наружной поверхности первой эксплуатационной обсадной колонны 3 и вдоль наружной поверхности буровой трубы.

Второй конец 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3 может также быть герметизирован путем вставки пробки, например, разбухающей пробки или сбрасываемого устройства другого типа, в отверстие во втором конце 21 первой эксплуатационной обсадной колонны 3.

Промежуточная обсадная колонна 11 и первая и вторая эксплуатационные обсадные колонны 3, 33 выполнены из металла, как и затрубные барьеры 17. Первый и/или второй пакеры 31, 35 барьера могут представлять собой разжимаемый затрубный барьер 17.

Для документирования общей целостности скважины перед добычей нефти, сохраняют данные, полученные при испытании соответственно первой эксплуатационной обсадной колонны 3, первого пакера 31 барьера, второго пакера 35 барьера, пробки 34, скважинного предохранительного клапана 36 и затрубных барьеров 17.

Таким образом, скважина, показанная на фиг. 7, представляет собой систему 100 заканчивания скважины, полученную при осуществлении вышеописанного способа. Кроме того, настоящее изобретение относится к добыче нефти, осуществляемой с использованием вышеописанного способа.

Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующего в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.

Под обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине для добычи нефти или природного газа.

В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, можно использовать скважинный трактор для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине. Скважинный трактор может иметь выдвигающиеся рычаги, имеющие колеса, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для перемещения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.

Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.

1. Способ испытания барьера для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе (4) скважины, причем способ применяют перед началом добычи в скважине, при этом способ содержит следующие этапы:

- соединение буровой трубы (10) с первым концом (20) первой эксплуатационной обсадной колонны (3), имеющей затрубные барьеры (17), причем затрубные барьеры (17) содержат трубчатую часть, образующую часть обсадной колонны, и разжимную муфту, окружающую указанную трубчатую часть, тем самым образуя разжимное пространство;

- введение буровой трубы (10) и первой эксплуатационной обсадной колонны (3) в промежуточную обсадную колонну (11), проходящую в первой части (18) ствола (4) скважины, наиболее близкой к устью скважины, и по меньшей мере части первой эксплуатационной обсадной колонны во вторую часть (19) ствола скважины;

- герметизация второго конца (21) первой эксплуатационной обсадной колонны (3);

- повышение изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны (3) и разжимание одной или более разжимных муфт (22) затрубных барьеров (17) для примыкания к стенке ствола скважины;

- повышение изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны (3) до заданного давления;

- испытание первой эксплуатационной обсадной колонны (3) и одного или более разжатых барьеров после разжимания путем измерения, поддерживается ли заданное давление постоянным в течение заданного периода времени;

- установка первого пакера (31) барьера между первой эксплуатационной обсадной колонной (3) и промежуточной обсадной колонной (11); и

- испытание первого пакера (31) барьера на выполнение им функции барьера для обеспечения общей целостности скважины.

2. Способ испытания барьера по п. 1, дополнительно содержащий следующие этапы:

- отсоединение буровой трубы (10);

- повышение изнутри давления первой эксплуатационной обсадной колонны (3) и промежуточной обсадной колонны (11) до второго заданного давления;

причем испытание первого пакера (31) барьера выполняют путем измерения, поддерживается ли второе заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

3. Способ испытания барьера по п. 2, дополнительно содержащий следующие этапы:

- введение второй эксплуатационной обсадной колонны (33) в скважину, причем вторая эксплуатационная обсадная колонна имеет пробку (34), расположенную внутри второй эксплуатационной обсадной колонны, и скважинный предохранительный клапан (36), расположенный внутри второй эксплуатационной обсадной колонны ближе, по сравнению с пробкой, к устью скважины;

- установка второго пакера (35) барьера в затрубном пространстве (39) между второй эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной;

- повышение изнутри давления затрубного пространства (39) до третьего заданного давления; и

- испытание второго пакера (33) барьера путем измерения, поддерживается ли третье заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

4. Способ испытания барьера по п. 3, дополнительно содержащий следующие этапы:

- открытие скважинного предохранительного клапана (36);

- повышение изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны (33) до четвертого заданного давления; и

- испытание пробки (34) путем измерения, поддерживается ли четвертое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

5. Способ испытания барьера по п. 4, дополнительно содержащий следующие этапы:

- закрытие скважинного предохранительного клапана (36);

- повышение изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны (33) выше скважинного предохранительного клапана (36) до пятого заданного давления; и

- испытание скважинного предохранительного клапана (36) путем измерения, поддерживается ли пятое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

6. Способ испытания барьера по п. 5, дополнительно содержащий следующие этапы:

- установка (6) устьевого оборудования (37) скважины у устья (7) скважины;

- повышение изнутри давления затрубного пространства (32) до шестого заданного давления; и

- испытание второго пакера (33) барьера путем измерения, поддерживается ли шестое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

7. Способ испытания барьера по п. 6, дополнительно содержащий следующие этапы:

- повышение изнутри давления второй эксплуатационной обсадной колонны (33) выше скважинного предохранительного клапана (36) до седьмого заданного давления; и

- испытание скважинного предохранительного клапана (36) путем измерения, поддерживается ли седьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

8. Способ испытания барьера по п. 1, причем между промежуточной обсадной колонной (11) и стволом (4) скважины помещают цемент, и промежуточная обсадная колонна (11) содержит по меньшей мере два затрубных барьера (17), при этом перед расположением в скважине первой эксплуатационной обсадной колонны (3) разжимают затрубные барьеры (17) промежуточной обсадной колонны (11) для примыкания к стенке ствола скважины, тем самым вытесняя неотвержденный цемент с обеспечением повышения давления между затрубными барьерами (17), причем способ содержит этап испытания затрубных барьеров (17) путем мониторинга повышения давления в течение некоторого периода времени.

9. Способ испытания барьера по п. 1, причем промежуточная обсадная колонна (11) содержит затрубный барьер (17), и перед расположением первой эксплуатационной обсадной колонны (3) в скважине разжимают затрубные барьеры (17) промежуточной обсадной колонны (11) для примыкания ко второй промежуточной обсадной колонне (41), расположенной снаружи промежуточной обсадной колонны, тем самым обеспечивая наличие второго затрубного пространства (44) выше промежуточных барьеров и второго промежуточного барьера и между ними, причем способ содержит следующие этапы:

- повышение изнутри давления второго затрубного пространства (44) до восьмого заданного давления; и

- испытание затрубного барьера путем измерения, поддерживается ли восьмое заданное давление постоянным в течение заданного периода времени.

10. Способ испытания барьера по любому из пп. 1-9, содержащий этап вращения первой эксплуатационной обсадной колонны (3) при ее введении.

11. Способ испытания барьера по п. 1, причем перед началом этапа герметизации второго конца (21) первой эксплуатационной обсадной колонны (3) в первой эксплуатационной обсадной колонне повышают давление посредством промывочной текучей среды таким образом, что промывочную текучую среду закачивают со второго конца первой эксплуатационной обсадной колонны для смывания бурового раствора снаружи первой эксплуатационной обсадной колонны (3).

12. Способ испытания барьера по любому из пп. 1-9 или 11, причем этап повышения давления выполняют путем нагнетания под давлением текучей среды в скважину из устья (7) скважины.

13. Способ испытания барьера по п. 1, причем этап герметизации второго конца (21) первой эксплуатационной обсадной колонны (3) выполняют путем сброса шара (29) в первую эксплуатационную обсадную колонну, причем упомянутый шар (29) выполнен с возможностью герметизации отверстия, предусмотренного на втором конце первой эксплуатационной обсадной колонны.

14. Способ испытания барьера по любому из пп. 1-9, 11 или 13, дополнительно содержащий этап выполнения прорезей (38) в первой эксплуатационной обсадной колонне (3) для создания соединения с возможностью передачи текучей среды между стволом скважины и обсадной колонной.

15. Способ испытания барьера по п. 14, дополнительно содержащий этап закачивания наружу через прорези в ствол скважины текучей среды, предназначенной для воздействия на пласт, для осуществления воздействия на ствол скважины.

16. Система (100) заканчивания скважины для добычи нефти из скважины, предназначенная для осуществления способа по любому из пп. 1-15.

17. Добыча нефти, осуществляемая с использованием способа по любому из пп. 1-15.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для определения характеристик потока жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для определения расхода воды, нефти и газа.

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля параметров потока продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин, к устройствам для спуска, крепления и цементирования потайных колонн в боковых стволах многозабойных скважин, с одновременной эксплуатацией двух или более стволов.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к инструментам для бурения и заканчивания скважин. Инструмент содержит расширяющий модуль и приводной модуль для приведения в движение расширяющего модуля и выполнения расширения.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Изобретение относится к затрубным барьерам. Техническим результатом является сокращение вероятности растрескивания разжимной металлической муфты во время разжимания без значительного увеличения суммарной толщины затрубного барьера.

Группа изобретений относится к системе заканчивания скважины перед началом добычи и, в частности, к испытанию барьеров для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины. Технический результат – усовершенствование испытания барьеров для обеспечения целостности скважины. По способу осуществляют соединение буровой трубы с первым концом первой эксплуатационной обсадной колонны, имеющей затрубные барьеры. Эти барьеры содержат трубчатую часть, образующую часть обсадной колонны, и разжимную муфту, окружающую указанную трубчатую часть, тем самым образуя разжимное пространство. Вводят буровую трубу и первую эксплуатационную обсадную колонну в промежуточную обсадную колонну, проходящую в первой части ствола скважины, наиболее близкой к устью скважины, и по меньшей мере части первой эксплуатационной обсадной колонны во вторую часть ствола скважины. Герметизируют второй конец первой эксплуатационной обсадной колонны. Повышают изнутри давление в первой эксплуатационной обсадной колонне и разжимают одну или более разжимных муфт затрубных барьеров для примыкания к стенке ствола скважины. Повышают изнутри давление в первой эксплуатационной обсадной колонне до заданного давления. Испытывают первую эксплуатационную обсадную колонну и один или более разжатых барьеров после разжимания путем измерения, поддерживается ли заданное давление постоянным в течение заданного периода времени. Устанавливают первый пакер барьера между первой эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной. Испытывают первый пакер барьера на выполнение им функции барьера для обеспечения общей целостности скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил.

Наверх