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 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостаток данного способа заключается в том, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны;

- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим 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.

Новым является то, что 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.

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

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.

До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны, например 146 мм, эксплуатационной колонны производят анализ химического состава пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости и производят анализ ее химического состава.

После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер 1 (см. фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, длину которой выбирают больше протяженности 3 интервала негерметичности 3', 3"…3ⁿ по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность 3 интервала негерметичности 3', 3"…3" по эксплуатационной колонне 4 находится в интервале 1240-1470 м, т.е. составляет 230 м, поэтому длину НКТ выбирают длиной, например, 250 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5.

Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят разделительный клапан 7. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 8 в интервал негерметичности эксплуатационной колонны 4. В качестве посадочного инструмента 8 применяют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.

В качестве разделительного клапана 7 применяют любое известное устройство, например, устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г. или патент RU №2282017, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.).

Например, для герметизации 146 мм эксплуатационной колонны в нее спускают компоновку: нижний пакер 1 - пакер марки ПРО-ЯМО2-122, верхний пакер 5 - пакер марки ПРО-ЯДЖ-О-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), колонна НКТ длиной 250 м и диаметром 89 мм, установленная между пакерами 1 и 5. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте 8 (см. фиг.1) в скважину и размещают пакеры 1 и 5 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3ⁿ). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например, 120 кН.

Осевыми перемещениями посадочного инструмента 8 производят посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (см. фиг.2). Приводят в действие разделительный клапан 7, который гидравлически разделяет двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 8. Для этого сбрасывают внутрь посадочного инструмента 8 металлический шар 9 (см. фиг.3), который садится на седло втулки 10 разделительного клапана 7. Втулка 10 (см. фиг.2 и 3) в начальном положении герметично перекрывает радиальные отверстия 11 корпуса разделительного клапана 7 и зафиксирована срезным элементом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

После посадки металлического шара 9 (см. фиг.3) на седло втулки 10, закачкой в посадочный инструмент 8 насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), например ЦА-320, технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м³, создают внутри посадочного инструмента 8 (см. фиг.3) избыточное давление жидкости, например, 8 МПа. В результате разрушается срезной элемент, втулка 10 перемещается вниз и фиксируется относительно корпуса разделительного клапана 7 стопорным кольцом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), при этом открываются радиальные отверстия 11 (см. фиг.3) корпуса разделительного клапана 7, сообщающие межколонное пространство

12 эксплуатационной колонны 4 выше верхнего пакера 5 с внутренним пространством посадочного инструмента 8.

Далее свабированием по посадочному инструменту 8 снижают уровень жидкости (пластовой и технологической) в эксплуатационной колонне 4 спуском сваба с привлечением любого известного геофизического подъемника, предназначенного для свабирования скважины, например ПКС-5. Определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.

Например, уровень жидкости в эксплуатационной колонне 4 снижают свабированием по посадочному инструменту 8 до глубины установки разделительного клапана 7 (например, 1220 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен.

Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например, поднялся до уровня 800 м, это означает, что существует переток жидкости из интервала негерметичности 3 в эксплуатационную колонну 4, а значит, верхний пакер 5 негерметичен.

При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.

При герметичной посадке верхнего пакера 5 (см. фиг.3) вращают посадочный инструмент 8 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 8 с разделительным клапаном 7 от левого переводника 6. После чего приподнимают посадочный инструмент 8 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 8 от верхнего пакера 5, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины. Например, если вес компоновки составляет 120 кН, то потеря веса составляет, например, 20 кН. Тогда вес извлекаемого из скважины оборудования (посадочного инструмента 8 с разделительным клапаном 7 и левым переводником 6) будет составлять 120 кН - 20 кН=100 кН.

Извлекают посадочный инструмент 8 (см. фиг.3) с разделительным клапаном 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (см. фиг.4).

Запускают скважину в эксплуатацию и после выхода на режим повторным отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости и производят ее химический анализ (компонентный состав).

Сопоставлением результатов анализов проб химического состава пластовой жидкости до появления негерметичности эксплуатационной колонны (начального) и после герметизации эксплуатационной колонны определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Если в результате сопоставления химических анализов компонентный состав пластовой жидкости не изменился или изменился в пределах 0,01-10%, то это свидетельствует о герметичной посадке нижнего пакера 1.

Пример №1.

Результаты начального анализа химического состава пластовой жидкости: Cl-65,588 г/л; SO₄ - 0 г/л; HCO₃ - 0,024 г/л; Са - 9,015 г/л; Mg - 1,824 г/л; Na+K - 30,005 г/л.

Результаты повторного анализа химического состава пластовой жидкости: Cl-67,345 г/л; SO₄ - 0 г/л; HCO₃ - 0,024 г/л; Са - 9,618 г/л; Mg - 1,739 г/л; Na+K - 31,132 г/л.

Погрешность результатов анализов: Cl - 2,67%; SO₄ - 0%; HCO₃ - 0%; Са -6,68%; Mg - 4,88%; Na+K - 3,76%.

Отклонения ни по одному из компонентов химического состава пластовой жидкости не превышает 10%, следовательно, нижний пакер герметичен.

Пример №2.

Результаты начального анализа химического состава пробы: Cl - 53,18 г/л; SO₄ -0,12 г/л; НСО₃ - 0,13 г/л; Са - 7,515 г/л; Mg - 1,52 г/л; Na+K - 24,114 г/л.

Результаты повторного анализа химического состава пробы: Cl - 69,138 г/л; SO₄ -0,15 г/л; НСО₃ - 0,15 г/л; Са - 9,318 г/л; Mg - 1,93 г/л; Na+K - 32,132 г/л.

Погрешность результатов анализов: Cl - 30%; SO₄ - 25%; НСО₃ - 15,3%; Са -24%; Mg - 26,7%; Na+K - 33,25%.

Отклонения по всем компонентам химического состава пластовой жидкости превышают 10%, следовательно, нижний пакер негерметичен.

При негерметичной посадке нижнего пакера 1 выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.