СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПАКЕРА ИЗ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к извлечению пакера при капитальном ремонте нефтяных, газовых и водяных скважин.

Широко известен способ извлечения пакера при капитальном ремонте скважин [см. патент РФ 2105127, 1998 - Инструмент извлечения пакера], состоящий из патрубка, на котором с одной стороны закреплен переводник, с помощью которого инструмент соединяется с колонной бурильных или насосно-компрессорных труб, на другой - цанга с узлом расфиксации.

Инструмент с узлом расфиксации позволяет освободить уплотнительные элементы пакера. Расхаживанием инструмента "вверх" - "вниз" производят срыв пакера от эксплуатационной колонны.

Однако из-за усталостных явлений, возникающих в процессе длительной работы пакера в скважине (коррозия, абразивный износ, и т.д.), указанный способ извлечения пакера не представляется возможным, так как часто выходит из строя механизм, освобождающий пакер от эксплуатационной колонны. Усилие, развиваемое инструментом, недостаточно для срыва и извлечения заклиненного пакера, эксплуатируемого порядка 20... 25 лет.

Известен пакер, включающий полый ствол, связанный с колонной труб, уплотнительные элементы, шлипсы, верхний и нижний конусы для подклинивания в колонне, втулку, связанную с полым стволом срезанными винтами, и гильзу, соединенную с нижним конусом [см. авторское свидетельство 1724853, кл. Е 21 В 33/12, 1989].

Недостатком данного пакера является также невозможность его распакеровки из-за нарушения механизма расфиксации и извлечения после длительного нахождения в работающей скважине.

Из известных способов извлечения пакера из скважин наиболее близким к заявляемому является способ по патенту [2108444, кл. Е 21 В 31/00, 1998 - Способ капитального ремонта скважин], в соответствии с которым скважину заполняют загущенной вязкой жидкостью. Затем в скважину опускается на бурильных трубах переводник с наружной резьбой и залавливаются с заклиненным пакером.

Причем одновременно создается натяжка инструмента и закачка в бурильные трубы вязкой загущенной жидкости с максимальным давлением, что создает дополнительное усилие на пакер снизу, и обеспечивает "срыв" пакера и его освобождение.

Однако указанный способ извлечения пакера не может создать необходимое усилие на длительно эксплуатируемый и заклиненный пакер, даже в момент прокачки через него вязкой жидкости.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа извлечения заклиненного пакера путем разрезания втулки фиксирующего механизма для обеспечения его расфиксации.

Необходимый технический результат достигается способом, включающим сборку компоновки, спуск ее в скважину на колонне труб, освобождение сухарей фиксирующего механизма пакера от сжимающей нагрузки на эксплуатационную колонну при натяжении колонны труб и извлечения пакера из скважины, отличающимся тем, что в компоновку включают нижний и верхний центраторы, раздвижной фрезер с резцами и байонетный замок для соединения с пакером, осуществляют спуск колонны труб с компоновкой до расчетной глубины, уточняют место разрезания втулки фиксирующего механизма пакера и осуществляют ее разрезание на 1... 2 см ниже сухарей фиксирующего механизма пакера, разгружают колонну труб и соединяют байонетный замок с пакером, а извлечение пакера из скважины начинают с извлечения его верхней части, включающей сухари и уплотнительный элемент, после чего извлекают с помощью труболовки его нижнию часть.

Способ осуществляют следующим образом.

Для извлечения, например, пакера ПСС219-140, в скважину спускают бурильные трубы (БТ) с навернутой на башмак компоновкой (см. фиг. 1) до расчетной глубины. Для уточнения места разрезания втулки фиксирующего механизма производится соединение компоновки с пакером в байонетном замке и делается метка на БТ. Далее проворотом инструмента по часовой стрелке на 40... 45^o компоновка освобождается от пакера и осуществляется подъем инструмента на расчетную высоту относительно метки для проведения работы по разрезанию втулки пакера. При этом резцы вырезающего устройства устанавливаются напротив нижней части втулки фиксирующего механизма на 1... 2 см ниже середины сухарей. При режиме работы оборудования с числом оборотов ротора 42... 45 об/мин, расходом жидкости 7... 8 л/сек и давлением 5,0... 6,0 МПа производится разрезание втулки фиксирующего механизма. Завершение работ по вырезанию втулки фиксирующего механизма контролируется падением давления в насосном агрегате на 1,5... 2,0 МПа. Продолжительность резки 40... 50 мин. Место разрезания втулки фиксирующего механизма пакера ПСС 219-140 показано на фиг.2. После разрезания втулки фиксирующего механизма, путем разгрузки БТ с компоновкой, проводят соединение байонетного замка с пакером. Натяжением колонны БТ вверх с нагрузкой, превышающей вес компоновки и пакера с "хвостовиком" из насосно-компрессорных труб (НКТ) ⊘168 мм на 10... 15 т, сухари и уплотнительный элемент пакера освобождаются от сжимающей нагрузки и отрываются от эксплуатационной колонны. Из скважины сначала извлекают компоновку инструментов с верхней частью пакера. Сухари и уплотнительный элемент пакера ПСС 219-140 извлекаются вместе с верхней частью. Нижняя часть втулки с конусом фиксирующего механизма и хвостовик (колонна НКТ) остаются в скважине. Остаток пакера вместе с хвостовиком извлекаются из скважины труболовкой типа ТВО-114.

Технический результат, полученный при использовании изобретения, позволяет решить давно существующую производственную проблему в полном объеме. На основании изложенного можно сделать вывод о соответствии изобретения критерию "изобретательский уровень".

Предлагаемый способ был испытан на ряде газовых скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения, которые эксплуатируются более 20 лет. Все проведенные операции с применением предлагаемого технического решения дали положительный результат.