Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты)

Группа изобретений относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к вариантам способа и устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП). В первом варианте способа осуществляется спуск в скважину устройства на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подача под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивается гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта. Далее устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После этого производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. Далее нагнетанием рабочей жидкости под давлением в струйный насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины. В способе по второму варианту нет необходимости принудительного извлечения жидкости ГРП на поверхность. Устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту содержит струйный насос, пакер и перфоратор. Насос содержит корпус с герметизирующей втулкой, на которую свободно устанавливается вставка с эжекторным узлом. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы. Во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами. В устройстве по второму варианту отсутствует струйных насос. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей способа и устройства с одновременным улучшением качества проведения ГРП и снижении риска повреждения эксплуатационной колонны. 4 н.п. ф-лы, 12 ил.

 

Изобретение относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к способам и устройствам для бурения горных пород, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП).

Известен способ гидравлического разрыва пласта, создающий условия для контроля управления напряженным состоянием в прискважинной зоне (патента на изобретение №2592582, опубл. 27.07.2016 г.). Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб, обратную промывку скважины в полуторакратном объеме, прорезание эксплуатационной колонны, создание в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели, выполненные в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб ГРП с образованием трещин разрыва в направлении максимального напряжения, крепление трещин пропантом и извлечение колонны труб из скважины. При обратной промывке подачу промывочной жидкости производят с устья в заколонное пространство скважины, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан и щелевой перфоратор по колонне труб. Оппозитные щели создают путем одновременной подачи жидкости в колонну труб и реверсивным угловым вращением НКТ, оснащенными щелевым перфоратором с двумя диаметрально противоположно размещенными насадками. Геометрия каждой щели в зависимости от геологических условий и направления максимальных напряжений до вскрытия пласта определяется опытным путем. Крепление трещин разрыва производят сверхлегким пропантом под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают одновременно и в заколонное пространство скважины. Нижний конец НКТ снабжен щелевым перфоратором, содержащим обратный клапан и две диаметрально противоположно размещенные насадки.

Недостатком известного способа является использование низких давлений при ГРП, следствием которых является малая скорость закачки жидкости ГРП в пласт, что может не только снижать качество проведения ГРП, но и приводить к преждевременному смыканию трещин разрыва пласта и последующему заполнению НКТ и затрубного пространства пропантом и, следовательно, к невозможности дальнейшей эксплуатации скважины. Кроме того, во время проведения ГРП возможны скачки рабочего давления, которые могут приводить к повреждению скважины и возникновению аварийной ситуации.

Задачей изобретений является расширение технологических возможностей способа и устройства с одновременным улучшением качества проведения ГРП и снижения риска повреждения эксплуатационной колонны.

Технический результат заключается в расширении диапазона рабочих давлений при ГРП, как минимум до 100 МПа (1000 атм), за счет герметичного разделения надпакерного и подпакерного пространства, в увеличении скорости закачки жидкости ГРП за счет снижения гидравлического сопротивления при закачке жидкости ГРП в продуктивный пласт и в повышении проницаемости призабойной зоны пласта за счет своевременного извлечения из нее жидкости ГРП.

Заявленный технический результат достигается тем, что в способе ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту, включающем спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, затем, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После этого производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. Далее струйный насос приводят в рабочее состояние и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в струйный насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.

Заявленный технический результат достигается тем, что в способе ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту, включающем спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, затем, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После чего производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.

Заявленный технический результат также достигается тем, что устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту содержит установленные на НКТ струйный насос, пакер и перфоратор, при этом насос содержит корпус в виде полого цилиндра, в котором установлена с возможностью осевого перемещения герметизирующая втулка, на которую свободно устанавливается вставка с эжекторным узлом. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы. Во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.

Заявленный технический результат также достигается тем, что устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту содержит установленные на НКТ пакер и перфоратор. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы, при этом во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.

Первый и второй варианты осуществления способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин и используемые для осуществления способов варианты устройства поясняются следующими чертежами:

на фиг. 1 представлен общий вид устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин при спуске его в скважину по первому варианту; на фиг. 2 - разрез по А-А и разрез по Б-Б (первый вариант); на фиг. 3 - схема движения рабочей жидкости при перфорации и формирования каверн; на фиг. 4 - положение элементов пакера при обеспечении герметичного отделения надпакерного и подпакерного пространства; на фиг. 5 - схема движения жидкости ГРП при разрыве продуктивного пласта; на фиг. 6 - схема извлечения жидкости ГРП из скважины; на фиг. 7 представлен струйный насос и схема движения рабочей жидкости и жидкости ГРП; на фиг. 8 представлен общий вид устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин при спуске его в скважину по второму варианту; на фиг. 9 - разрез по А-А и разрез по Б-Б (второй вариант устройства); на фиг. 10 - схема движения рабочей жидкости при перфорации и формирования каверн по второму варианту способа; на фиг. 11 - положение элементов пакера при обеспечении герметичного отделения надпакерного и подпакерного пространства по второму варианту способа; на фиг. 12 - схема движения жидкости ГРП при разрыве продуктивного пласта по второму варианту способа.

Осуществление способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту обеспечивается устройством для его осуществления, содержащим установленные на трубах НКТ 1 (сверху вниз) насос 2, пакер 3, гидромеханический перфоратор 4. Струйный насос 2 состоит из корпуса 5 в виде полого цилиндра, в который вставка 6 свободно устанавливается с опорой через герметизирующую втулку 7 на выступ 8 непосредственно перед работой струйного насоса (Фиг. 6, 7). Также в корпусе 9 вставки 6 установлены с образованием камеры смешения 10 и полости нагнетания 11, сопло 12, диффузор 13. В корпусе 5 выполнено циркуляционное отверстие 14 и проточный канал 15. В исходном положении циркуляционное отверстие 14 корпуса 5 перекрыто герметизирующей втулкой 7, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 16. Между контактирующими поверхностями вставки и корпуса установлены уплотнения 17.

Пакер 3 содержит гидроякорь 18 с эластичными уплотнительными манжетами 19, с которыми взаимодействует подвижный конус 20, и подвижный элемент 21 в составе анкерных элементов 22 и центрирующих элементов 23. Все элементы пакера установлены на стволе 24 в виде полой трубы. Гидроякорь 18 содержит подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, гидравлически связанные с внутренней полостью ствола 24 пакера 3.

Перфоратор 4 (в данном примере использован прокалывающий перфоратор) содержит корпус 26 в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна 27 с проходным сечением не менее площади проходного сечения труб НКТ. В верхней части корпуса установлена герметизирующая втулка 28. В исходном положении циркуляционные окна 27 корпуса 26 перекрыты герметизирующей втулкой 28, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 29. Внутренний диаметр герметизирующей втулки 28 меньше внутреннего диаметра герметизирующей втулки 7. В нижней части корпуса 26 выполнены радиальные отверстия, в которых расположены прокалывающие элементы 30, в которых выполнены гидромониторные отверстия 31. С прокалывающими элементами 30 контактирует толкатель 32.

Устройство работает следующим образом.

После привязки устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин геофизической партией прокалывающий перфоратор устанавливают в интервале продуктивного пласта.

При нагнетании насосной установкой с поверхности скважины рабочей жидкости в трубы НКТ создается давление, под воздействием которого толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26, формируя отверстия 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны (Фиг. 3). Одновременно с этим, через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны. При необходимости перфорация повторяется несколько раз (происходит в несколько заходов или несколько этапов).

По завершении перфорации подача рабочей жидкости прекращается, прокалывающие элементы 30 устанавливаются в исходное положение, что позволяет устройству перемещаться в эксплуатационной колонне. Далее пакер 2 переключается из транспортного положения в рабочее посредством нескольких возвратно-поступательных движений устройства. При конечном движении вниз устройства центрирующие элементы 23 пакера 3, контактирующие с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, за счет силы трения мягко фиксируют в ней подвижный элемент 21. При дальнейшем движении устройства вниз подвижный конус 20 начинает контактировать с анкерными элементами 22, расклинивая их. В таком положении анкерные элементы являются опорой для всего устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин и обеспечивают жесткую фиксацию пакера 3 в эксплуатационной колонне. Под действием веса труб НКТ уплотнительные манжеты 19 сдавливаются в осевом направлении и расширяются в радиальном направлении, герметично отделяя надпакерное и подпакерное затрубное пространство.

Далее при перекрытии полости герметизирующей втулки 28 внешним элементом 34 (например, шаром) и последующей подаче давления в корпус перфоратора 4, герметизирующая втулка 28 перемещается, разрушая элемент 29, и открывает циркуляционные окна 27, препятствуя подаче жидкости ГРП к толкателю 32. Через открытые циркуляционные окна 27 в пласт подается жидкость ГРП. Одновременно с этим через гидравлическую связь жидкость ГРП выталкивает подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, дополнительно фиксируя его в эксплуатационной колонне и тем самым дополнительно снижая риск смещения устройства под действием высоких давлений ГРП.

В нерабочем состоянии насоса вставка 6 отсутствует. Далее, при помещении вставки 6 в корпус 5 струйного насоса и создании давления в трубах НКТ, вставка 6 вместе с герметизирующей втулкой 7, разрушив крепление 16, устанавливаются на выступ 8 в корпусе 5. При подаче рабочей жидкости в циркуляционные отверстия 14 она поднимается вверх по трубам НКТ через сопло 12 и диффузор 13. При этом в камере смешения 10 сразу за соплом 12 струя рабочей жидкости создает зону пониженного давления. Канал 15 в корпусе 5 гидравлически связывает камеру смешения 10 и подпакерное пространство. Жидкость ГРП течет в сторону пониженного давления: из пласта в подпакерное пространство, далее в циркуляционные окна 27, далее вверх по трубам НКТ 1, в стволе пакера 3, через канал 15 в корпусе 5 струйного насоса в камеру смешения 10, где жидкость ГРП смешивается с рабочей жидкостью, и смешанный поток, проходя через диффузор 13, поднимается по трубам НКТ на поверхность (Фиг. 7).

Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту осуществляется следующим образом.

Перед тем как осуществить спуск устройства в предварительно подготовленную скважину (очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны), устройство в составе струйного насоса 2, пакера 3 и перфоратора 4 монтируют на НКТ (далее насосно-компрессорные трубы) 1 в последовательности сверху вниз. Далее устройство в сборе спускают в скважину на глубину, соответствующую продуктивному пласту. После привязки устройства геофизической партией прокалывающие элементы 30 устанавливают в той части продуктивного пласта, которая подлежит перфорации. Далее подают рабочую жидкость в полость НКТ, и при достижении рабочего давления толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26 до образования отверстий 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны.

Одновременно через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны (Фиг. 3). При необходимости производят формирование отверстий 33 в обсадной трубе и каверн на нескольких уровнях продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов.

Далее перемещают устройство и устанавливают пакер 3 над продуктивным пластом вблизи его верхней границы, фиксируя его с помощью анкерных элементов 22, и герметично отделяют надпакерное и подпакерное затрубное пространство за счет расширенных в радиальном направлении уплотнительных манжет 19 (Фиг. 4).

Далее за счет свободного падения внешнего элемента 34 перекрывают полость герметизирующей втулки 28 и нагнетают давление в полость перфоратора 4 до разрушения элементов 29 и перемещения втулки 28, при этом открываются циркуляционные окна 27.

Далее с поверхности подают жидкость ГРП и нагнетают давление в широком диапазоне, верхняя граница которого может превышать 1000 атмосфер, не повреждая элементы скважины.

По достижении давления разрыва пласта образовавшиеся в нем трещины заполняются жидкостью ГРП с повышенной скоростью за счет снижения сопротивления прокачке жидкости ГРП, поскольку жидкость ГРП имеет сложный состав, содержит взвесь твердых частиц (проппант), которые могут затруднять ее прокачку через оборудование в пласт (Фиг. 5).

При необходимости извлечения жидкости ГРП из продуктивного пласта в корпус 5 струйного насоса 2 помещают вставку 6 и нагнетанием давления в НКТ перемещают ее до совмещения циркуляционных отверстий 14 с полостью 11. После чего прекращают подачу давления в НКТ и подают его в надпакерное затрубное пространство, создавая зону пониженного давления в камере смешения 10 при прохождении рабочей жидкости через сопло 12 и диффузор 13. За счет этого восходящий поток жидкости ГРП течет через канал 15 и камеру 10, смешивается с восходящим потоком рабочей жидкости и выносится на поверхность. После окончания отбора жидкости ГРП прекращается нагнетание давления в НКТ, пакер переводится в транспортное положение, разобщенные ранее надпакерное и подпакерное пространства совмещаются и устройство извлекается из скважины (Фиг. 7).

Осуществление способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту преимущественно, например, для нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления, когда не требуется извлечение жидкости ГРП из пласта. При этом способ реализуется за меньшее время за счет исключения операции отбора струйным насосом жидкости ГРП из пласта.

Устройство по второму варианту содержит установленные на трубах НКТ 1 (сверху вниз) пакер и гидромеханический перфоратор, конструкция которых аналогична конструкциям пакера 3 и гидромеханического перфоратора 4 (Фиг. 8).

Пакер устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту содержит гидроякорь 18 с эластичными уплотнительными манжетами 19, с которыми взаимодействует подвижный конус 20, и подвижный элемент 21 в составе анкерных элементов 22 и центрирующих элементов 23 (Фиг. 9). Все элементы пакера установлены на стволе 24 в виде полой трубы. Гидроякорь 18 содержит подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, гидравлически связанные с внутренней полостью ствола 24 пакера 3. Перфоратор содержит корпус 26 в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна 27 с проходным сечением не менее площади проходного сечения труб НКТ. В верхней части корпуса установлена герметизирующая втулка 28. В исходном положении циркуляционные окна 27 корпуса 26 перекрыты герметизирующей втулкой 28, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 29. Внутренний диаметр герметизирующей втулки 28 меньше внутреннего диаметра герметизирующей втулки 7. В нижней части корпуса 26 выполнены радиальные отверстия, в которых расположены прокалывающие элементы 30, в которых выполнены гидромониторные отверстия 31. С прокалывающими элементами 30 контактирует толкатель 32.

Устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту работает следующим образом.

После привязки устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин геофизической партией прокалывающий перфоратор устанавливают в интервале продуктивного пласта.

При нагнетании насосной установкой с поверхности скважины рабочей жидкости в трубы НКТ создается давление, под воздействием которого толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26, формируя отверстия 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны (Фиг. 10). Одновременно с этим, через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны. При необходимости перфорация повторяется несколько раз (происходит в несколько заходов или несколько этапов).

По завершении перфорации подача рабочей жидкости прекращается, прокалывающие элементы 30 устанавливаются в исходное положение, что позволяет устройству перемещаться в эксплуатационной колонне. Далее пакер 2 переключается из транспортного положения в рабочее посредством нескольких возвратно-поступательных движений устройства. При конечном движении вниз устройства центрирующие элементы 23 пакера 3, контактирующие с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, за счет силы трения мягко фиксируют в ней подвижный элемент 21 (Фиг. 11). При дальнейшем движении устройства вниз подвижный конус 20 начинает контактировать с анкерными элементами 22, расклинивая их. В таком положении анкерные элементы являются опорой для всего устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин и обеспечивают жесткую фиксацию пакера 3 в эксплуатационной колонне. Под действием веса труб НКТ 1 уплотнительные манжеты 19 сдавливаются в осевом направлении и расширяются в радиальном направлении, герметично отделяя надпакерное и подпакерное затрубное пространства.

Далее при перекрытии полости герметизирующей втулки 28 внешним элементом 34 (например, шаром) и последующей подаче давления в корпус перфоратора 4 герметизирующая втулка 28 перемещается, разрушая элемент 29, и открывает циркуляционные окна 27, препятствуя подаче жидкости ГРП к толкателю 32 (Фиг. 12). Через открытые циркуляционные окна 27 в пласт подается жидкость ГРП. Одновременно с этим через гидравлическую связь жидкость ГРП выталкивает подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, дополнительно фиксируя его в эксплуатационной колонне и тем самым дополнительно снижая риск смещения устройства под действием высоких давлений ГРП.

Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту осуществляется следующим образом.

Перед тем как осуществить спуск устройства в предварительно подготовленную скважину (очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны) устройство в составе пакера 3 и перфоратора 4 монтируют на НКТ 1 в последовательности сверху вниз. Устройство в сборе спускают в скважину на глубину, соответствующую продуктивному пласту, устанавливая прокалывающие элементы 30 в той части продуктивного пласта, которая подлежит перфорации. Далее подают рабочую жидкость в полость НКТ и, при достижении рабочего давления толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26 до образования отверстий 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны.

Одновременно через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны (Фиг. 10). При необходимости производят формирование отверстий 33 в обсадной трубе и каверн на нескольких уровнях продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее перемещают устройство и устанавливают пакер над продуктивным пластом, вблизи его верхней границы, фиксируя его с помощью анкерных элементов 22, и герметично отделяют надпакерное и подпакерное затрубное пространство за счет расширенных в радиальном направлении уплотнительных манжет 19 (Фиг. 11).

После этого за счет свободного падения внешнего элемента 34 перекрывают полость герметизирующей втулки 28 и нагнетают давление в полость перфоратора до разрушения элементов 29 и перемещения втулки 28, при этом открываются циркуляционные окна 27 (Фиг. 12).

Далее с поверхности подают жидкость ГРП и нагнетают давление в широком диапазоне, верхняя граница которого может превышать 1000 атмосфер.

По достижении давления разрыва пласта образовавшиеся в нем трещины заполняются жидкостью ГРП с повышенной скоростью за счет снижения сопротивления прокачке жидкости ГРП, поскольку жидкость ГРП имеет сложный состав, содержит взвесь твердых частиц (пропант), которые могут затруднять ее прокачку через оборудование в пласт.

После прекращения нагнетания давления в НКТ пакер переводится в транспортное положение, разобщенные ранее надпакерное и подпакерное пространства совмещаются и устройство извлекается из скважины.

Предложенные для патентования варианты способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин и варианты устройства для их осуществления позволяют расширить диапазон рабочих давлений при ГРП свыше 1000 атм, что позволяет использовать их практически при любых геологических условиях. Конструкция устройств, обеспечивающая герметизацию надпакерного и подпакерного пространства, позволяют компенсировать негативное воздействие на эксплуатационную колонну высоких рабочих давлений при ГРП. Кроме того, широкие циркуляционные окна перфоратора позволяют значительно увеличить скорость закачки жидкости ГРП, обеспечивая его успешное проведение, исключая преждевременную остановку.

Использование струйного насоса, оснащенного герметизирующей втулкой, оптимизирует извлечение из пласта жидкостей, чужеродных пластовому флюиду. В целом способ высокотехнологичен за счет высокой скорости ГРП с одновременным повышением его качества и исключения возможного разрушающего воздействия высоких давлений на элементы скважины.

1. Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающий спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близколежащих продуктивных пластов, после чего приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, далее, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора, далее производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением, далее приводят в рабочее состояние струйный насос и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность, после чего пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.

2. Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающий спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близколежащих продуктивных пластов, после чего приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, далее, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора, далее производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением, после чего пакер приводят в нерабочее положение, и устройство извлекают из скважины.

3. Устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, содержащее установленные на НКТ струйный насос, пакер и перфоратор, при этом насос содержит корпус в виде полого цилиндра, в котором установлена с возможностью осевого перемещения герметизирующая втулка, на которую свободно устанавливается вставка с эжекторным узлом; пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне, эластичные элементы; перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы, при этом во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.

4. Устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, содержащее установленные на НКТ пакер и перфоратор, при этом пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне, эластичные элементы; перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы, при этом во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами. Технический результат - повышение уровня ремонтопригодности устройства и повышение надежности эксплуатации добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Насос предназначен для промывки скважин. Насос содержит конусообразный корпус, внутри которого параллельно расположены канал подвода активной жидкостной среды и активное сопло, сопряженное через боковой паз с камерой смешения, соединенной с трубопроводом отвода смеси сред, при этом внизу конусообразного корпуса установлена функциональная насадка, выполненная в виде цилиндрического корпуса насадок, горизонтально разделенного на две части, при этом верхняя часть непосредственно примыкает к конусообразному корпусу и через наклонные патрубки разных диаметров соединена с активным соплом и каналом подвода активной жидкостной среды, а нижняя часть, равная основному диаметру конусообразного корпуса, содержит по четыре радиальные насадки, расположенные по периметру, и одну насадку, расположенную по оси функциональной вставки.

Изобретение относится к струйным насосам и может быть использовано в нефтедобывающих установках. Эжектор, устанавливаемый в колонне насосно-компрессорных труб, оснащенной пакером, с возможностью удаления его из скважины, содержит корпус с радиальными отверстиями, аксиальные корпусу сопло, приемную камеру, камеру смешения с диффузором, обратный клапан, взаимодействующий с седлом, распределитель потоков, включающий аксиальный, периферийные и радиальные каналы, раздвижной узел, содержащий раздвижную цангу, упорную втулку, которая оснащена фильтром, и переходник, соединенный с головкой для захвата эжектора монтажным инструментом, в которой выполнены каналы и расточка.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче нефти в условиях повышенного газосодержания или выноса механических примесей.

Изобретение относится к области насосной техники. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности призабойной зоны пластов. .

Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к струйным аппаратам (элеваторам) систем теплоснабжения и регулирования температуры горячей воды в системе водяного отопления.

Изобретение относится к насосостроению и предназначено для подъема воды, в частности, в водоснабжении. .

Изобретение относится к струйным аппаратам для регулирования температуры воды в системе водяного отопления. .
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины.

Способ заканчивания скважины, включающий в себя устранение условия выпадения проппанта, которое возникло на интервале продуктивной зоны. Способ включает в себя создание скважины, и крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, а также установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, при этом запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе.

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения стимулирующих операций с размещением проппанта на буровой площадке. Буровая площадка имеет ствол скважины, проникающий в пласт месторождения, имеющий разрыв.

Изобретение относится к добыче газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов. Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов, характеризующийся использованием смолы полимолочной кислоты, содержащей компонент, представляющий собой поли-L-молочную кислоту, и компонент, представляющий собой поли-D-молочную кислоту, при этом также характеризующейся удельной теплотой плавления при 190°С или более, измеренной методом дифференциальной сканирующей калориметрии, 20 Дж/г или более.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного вскрытия созданием перфорационных каналов в эксплуатационной колонне. Гидромеханический перфоратор содержит гидропривод, состоящий из по меньшей мере двух цилиндров с поршнями, верхний из которых соединен с колонной технологических труб, а к нижнему присоединен клин, по которому перемещаются с помощью выходного штока гидропривода и толкателя с пазами каретки с ножами.

Группа изобретений относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к вариантам способа и устройства для ремонта нефтяных иили газовых скважин, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта. В первом варианте способа осуществляется спуск в скважину устройства на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подача под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивается гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта. Далее устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После этого производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. Далее нагнетанием рабочей жидкости под давлением в струйный насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины. В способе по второму варианту нет необходимости принудительного извлечения жидкости ГРП на поверхность. Устройство для ремонта нефтяных иили газовых скважин по первому варианту содержит струйный насос, пакер и перфоратор. Насос содержит корпус с герметизирующей втулкой, на которую свободно устанавливается вставка с эжекторным узлом. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы. Во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами. В устройстве по второму варианту отсутствует струйных насос. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей способа и устройства с одновременным улучшением качества проведения ГРП и снижении риска повреждения эксплуатационной колонны. 4 н.п. ф-лы, 12 ил.

Наверх