Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU №2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостатки способа:

- закачка цементного раствора обеспечивает недостаточное восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%;

- длительность реализации способа, связанная с приготовлением цементного раствора, его закачкой в скважину и продавкой в интервал негерметичности эксплуатационной колонны;

- высокие затраты на цемент.

Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2507376, МПК Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014 в бюл. №5), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем. Затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал герметизации эксплуатационной колонны. Далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту. Причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера. При герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника. Извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном из эксплуатационной колонны на поверхность.

При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Недостатки способа:

- низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну спуско-подъемную операцию (СПО), в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;

- невозможность отбора продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;

- сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера;

- затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;

- необходимость блокировки продуктивного пласта самораспадающимся гелем, снижающим коллекторские свойства продуктивного пласта после самораспада;

- длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с закачкой в пласт самораспадающего геля, одновременной посадкой двух пакеров с поочередной проверкой их на герметичность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2509873, МПК Е21В 33/122, опубл. 20.03.2014 в бюл. №8), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости. Затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Далее производят посадку пакеров. Затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера. Затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера. При негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию. После чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником. Извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность. Запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости. Сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера. При негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.

Недостатки способа:

- низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну СПО, в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;

- невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;

- сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как, герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;

- затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;

- длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с одновременной посадкой двух пакеров, поочередной проверкой их на герметичность, а также работами, по определению герметичности нижнего пакера (отбор проб пластовой жидкости перед проведением герметизации эксплуатационной колонны и после нее и анализ химического состава пластовой жидкости).

Техническими задачами изобретения являются обеспечение герметичной посадки пакера за одну СПО, а также герметизации эксплуатационной колонны с одновременным спуском насосного оборудования за одну СПО, увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины с возможностью извлечения насосного оборудования без распакеровки пакера при ревизии лифтовой колонны труб и насосного оборудования, а также сокращение затрат на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны и продолжительности ремонта скважины в целом.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Новым является то, что на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают компоновку снизу-вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа, затем обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика, далее дособирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовую колонну НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства, затем доспускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с, производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу.

На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.

Производят герметизацию эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1), например, диаметром 146 мм с толщиной стенки 7 мм, имеющей нарушение 2, например, в интервале 982 м.

На устье скважины (на фиг. 1-4 не показано) собирают следующую компоновку снизу вверх (фиг. 1): заглушка 3, перфорированный патрубок 4, например, длиной L=2 м, пакер 5, разъединительное устройство 6, механический скребок 7, шаблон 8, посадочный инструмент 9.

В качестве пакера 5 для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯТО2-122, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Разъединительное устройство 6 представляет собой стыкуемые жестко друг с другом с возможностью механического отсоединения корпус с ниппелем любого известного производителя. Например, применяют разъединительное устройство РКУ-118, выпускаемое НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

В качестве механического скребка 7 применяют любой известный механический скребок, предназначенный для механического удаления асфальтенопарафиновых отложений на внутренних поверхностях эксплуатационной колонны 1, например СК-146, выпускаемый ООО «НиГМаш-Сервис» (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Шаблон 8 должен иметь не менее трех центрирующих элементов (два по концам и один в середине), при этом предпочтительнее конструкция шаблона с подвижными центрирующими элементами, а проходной канал шаблона должен обеспечивать необходимый переток жидкости, чтобы не создавать сопротивление при спуске компоновки и проработке эксплуатационной колонны 1.

Применяют шаблон 8 любого известного производителя длиной 18 м и диаметром на 8 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1, т.е. (146 мм - 7 мм × 2) - 8 мм=132 мм - 8 мм=124 мм.

В качестве посадочного инструмента 9 применяют транспортную колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.

Спускают компоновку на посадочном инструменте 9 в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны 1 до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера 5. Например, интервал посадки пакера 1350 м, значит шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины 1350 м+50 м=1400 м. Механическим скребком 7 производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны 1 от коррозии, заусенцев, солевых отложений, цементной корки и т.д. на 15 м выше и на 15 м ниже глубины посадки пакера, т.е. 1350 м - 15 м=1335 м и 1350 м+15 м=1365 м.

После чего размещают пакер 5 так, чтобы он располагался на глубине посадки 1350 м, ниже интервала (982 м) нарушения 2 эксплуатационной колонны 1, но выше продуктивного пласта 10, а перфорированный патрубок 4 находился напротив продуктивного пласта 10 (фиг. 2). По индикатору веса (на фиг. 1-4 не показан), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки на глубине 1350 м, например 110 кН, при этом вес компоновки должен обеспечивать герметичную посадку пакера. Далее осевыми перемещениями посадочного инструмента 9 (фиг. 1) производят посадку пакера 5, т.е. фиксируют его на внутренних стенках эксплуатационной колонны 1, а затем разгружают компоновку весом до 110 кН на пакер 5.

В предлагаемом способе герметизацию эксплуатационной колонны производят с помощью одного пакера, что повышает вероятность герметичной посадки пакера за одну СПО, а это позволяет сократить время на посадку пакера и снизить финансовые затраты.

Определяют герметичность посадки пакера свабированием с отбором жидкости по посадочному инструменту 9 со снижением уровня до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня (КВУ) жидкости в затрубном пространстве 11.

В случае негерметичности пакера 5 его срывают и повторяют посадку с определением его герметичности до получения герметичной посадки пакера 5.

Если уровень жидкости в затрубном пространстве 11 по результатам КВУ не восстанавливается (не поднимается), то это означает герметичную посадку пакера 5.

После того отстыковывают разъединительное устройство 6 механическим путем, например поворотом разъединительного устройства с помощью посадочного инструмента 9 с устья скважины на 90°, отсоединяют ниппель от корпуса разъединительного устройства 6. Далее извлекают из эксплуатационной колонны 1 ниппель разъединительного устройства 6, механический скребок 7, шаблон 8 и посадочный инструмент 9. В эксплуатационной колонне 1 остаются заглушка 3, перфорированный патрубок 4, посаженный пакер 5, корпус разъединительного устройства 6 (фиг. 2).

Снижаются затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны 1, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны 1 и зачисткой места посадки пакера механическим скребком 7, так как эти технологические операции совмещены с посадкой и проверкой пакера на герметичность.

Затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну 1 компоновку снизу вверх (фиг. 3): ниппель разъединительного устройства 6, опрессовочное седло 12, хвостовик 13 из НКТ, например, диаметром 73 мм. Сбрасывают шарик 14 в хвостовик 13 и опрессовывают хвостовик 13 на 9,0 МПа с помощью, например, насосного агрегата ЦА-320, затем обратной промывкой жидкостью, например технической водой, подачей ее в затрубное пространство 11 вымывают шарик 14 из хвостовика 13.

Далее дособирают и спускают компоновку снизу вверх (фиг. 4): электроцентробежный насос 15 с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовую колонну НКТ 16, например, диаметром 73 мм до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства 6, т.е. до глубины 1350 м - 1,5 м=1348,5 м.

Доспускают лифтовую колонну НКТ 16 со скоростью 0,1 м/с и стыкуют ниппель в корпусе разъединительного устройства 6.

Запускают электроцентробежный насос 15 в работу и производят добычу нефти из продуктивного пласта 10.

Добыча продукции из скважины начинается сразу после герметизации эксплуатационной колонны 1. Таким образом, исключаются дополнительные затраты, связанные со спуском насосного оборудования (лифтовой колонны труб с насосом), так как лифтовая колонна труб позволяет, с одной стороны, совместно с пакером герметизировать нарушение 2, с другой стороны, обеспечивать подъем продукции, подаваемой по ней электроцентробежным насосом 15.

Причем если в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость ревизии или замены хвостовика 13 и/или электроцентробежного насоса 15 и/или лифтовой колонны НКТ 16, то производят отстыковку разъединительного устройства 6, т.е. механическим путем, например поворотом разъединительного устройства с помощью лифтовой колонны НКТ 16 с устья скважины на 90°, отсоединяют ниппель от корпуса разъединительного устройства 6 и извлекают лифтовую колонну НКТ 16, электроцентробежный насос 15 с погружным электродвигателем в кожухе, хвостовик 13 и ниппель разъединительного устройства 6 из эксплуатационной колонны 1.

При этом корпус разъединительного устройства 6, пакер 5, перфорированный патрубок 4 и заглушка 3 остаются автономно в эксплуатационной колонне 1.

Для последующей эксплуатации скважины на ее устье повторно собирают компоновку снизу вверх, начиная с ниппеля разъединительного устройства 6 и заканчивая лифтовой колонной НКТ 16. После чего вновь производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства 6 и запускают электроцентробежный насос 15 в работу.

Наличие одного пакера увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины, так как в два раза снижается вероятность разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, и позволяет производить замену насосного оборудования (лифтовой колонны НКТ, электроцентробежного насоса, хвостовика) без извлечения пакера.

Сокращается продолжительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, так как она обеспечивается одним пакером и заключается в его посадке и проверке пакера на герметичность свабированием и снятием КВУ жидкости в затрубном пространстве без отбора проб жидкости до и после герметизации и анализа химического состава проб, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства в целом на реализацию способа.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет:

- повысить вероятность герметичной посадки пакера;

- запустить скважину в эксплуатацию сразу после герметизации эксплуатационной колонны без дополнительного спуска насосного оборудования;

- увеличить межремонтный период эксплуатации скважины;

- снизить затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны;

- сократить продолжительность процесса герметизации эксплуатационной колонны.