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 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 не обеспечивает восстановления 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 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью механического 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;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров сразу после их посадки. Кроме того, при применении механического посадочного инструмента с левым переводником в наклонно направленных скважинах возможно возникновение сложностей при отворачивании посадочного инструмента от пакера вследствие того, что при большой кривизне скважины 20° и более посадочный инструмент (колонна насосно-компрессорных труб) при вращении опирается на стенки скважины. Все это снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;

- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа в наклонно направленных скважинах за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.

Поставленные задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.

Новым является то, что перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем 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.

На фиг.1-5 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся гелем, например, который самораспадается после проверки герметичности нижнего пакера через 8 ч, закачивая его в пласт по колонне труб (на фиг.1-5 не показано). В качестве самораспадающегося геля используют полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для его приготовления сначала получают жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовят полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Описание используемых реагентов приведено в таблице.

Для приготовления полисахаридного геля используют передвижную установку для приготовления и закачки в скважину растворов из сыпучих и жидких химических реагентов (КУДР-10).

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, ее длину выбирают больше протяженности интервала негерметичности 3 с нарушениями 3', 3", 3'" по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность интервала негерметичности 3 по эксплуатационной колонне 4 находится в интервале 920-1170 м, т.е. составляет 250 м, поэтому длину НКТ выбирают равной 270 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5.

Затем на верхний пакер 5 наворачивают гидравлический разъединитель 6. Далее спускают компоновку на посадочном инструменте 7 в интервал негерметичности эксплуатационной колонны 4 между нарушениями 3' и 3'". В качестве посадочного инструмента 7 используют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.

В качестве гидравлического разъединителя 6 применяют устройства (гидравлические разъединители) (по патенту RU №2444607, МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №7 от 10.03.2012 г., или патенту RU №2439281, МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2012 г.). Например, для герметизации эксплуатационной колонны диаметром 146 мм используют пакеры следующих марок: нижний пакер 1-ПРО-ЯМО2-122, верхний пакер 5-ПРО-ЯДЖ-О-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан). По индикатору веса (на фиг.1-5 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 120 кН.

Далее последовательно производят посадку пакеров 1 и 5. Сначала осевым перемещением посадочного инструмента 7 с устья скважины на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер 1. Затем разгрузкой компоновки весом 120 кН на нижний пакер 1 сажают верхний пакер 5 (см. фиг.2). После чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Для этого через внутреннее пространство 8 (см. фиг.2) посадочного инструмента 7 в эксплуатационную колонну 4 скважины в интервал посадки нижнего пакера 5 спускают на кабеле 9 геофизический прибор 10, который позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 4 в интервале нижнего пакера 1. По показаниям геофизического прибора определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Например, с помощью геофизического прибора 10 выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 1.

Геофизический прибор 10 применяют любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 с наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (г.Бугульма, Республика Татарстан), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 4.

Для того чтобы доставить геофизический прибор 10 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:

D>d,

где D - внутренний проходной диаметр гидравлического разъединителя 6, мм.

Например, D равен 50 мм;

d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, d равен 42 мм.

Затем извлекают геофизический прибор 10 на кабеле 9 из скважины.

При негерметичной посадке нижнего пакера 1 срывают пакеры 1 и 5 и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке пакеров 1 и 5 и проверке нижнего пакера 1 на герметичность.

При герметичной посадке нижнего пакера 1 проверяют герметичность посадки верхнего пакера 5. Для этого на устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1-5 не показан), например ЦА-320, с межколонным пространством 11 скважины (см. фиг.3). Закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³, производят заполнение межколонного пространства 9 над верхним пакером 5.

Затем производят опрессовку эксплуатационной колонны 4 по межколонному пространству 11 скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну 4. Для этого герметизируют межколонное пространство 9 на устье скважины, т.е. закрывают затрубную задвижку (на фиг.1-5 не показана) и создают внутри эксплуатационной колонны 4 (см. фиг.3) избыточное давление, равное допустимому давлению на эксплуатационную колонну 4, выдерживают в течение 30 мин. Определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 11,0 МПа, тогда создают в эксплуатационной колонне 4 избыточное давление жидкости, равное 11,0 МПа, и выдерживают в течение 30 мин.

Если по истечении 30 мин падение давления не превышает 5% от начального значения давления, например, в течение 30 мин избыточное давление жидкости снизилось до 10,5 МПа, что составляет 4,1% от начального давления жидкости, то это свидетельствует о герметичной посадке верхнего пакера 5.

Если по истечении 30 мин падение давления превышает 5% от начального значения, например, в течение 30 мин избыточное давление жидкости снизилось до 9,2 МПа, что составляет 16,3% от начального давления жидкости, равного 11 МПа, то это свидетельствует о негерметичной посадке верхнего пакера 5.

При негерметичной посадке верхнего пакера 5 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 обоих пакеров 1 и 5 в эксплуатационной колонне 4 приводят в действие гидравлический разъединитель 6 (см. фиг.4). Для этого с устья скважины в посадочный инструмент 7 сбрасывают металлический шар 12 (см. фиг.4), который садится в посадочное седло 13 гидравлического разъединителя 6.

На устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1-5 не показан), например ЦА-320, с посадочным инструментом 7 (см. фиг.4) и заполняют посадочный инструмент 7 технологической жидкостью, создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, например 7 МПа, что приводит к отстыковке посадочного инструмента 7 с гидравлическим разъединителем от верхнего пакера 5. После чего приподнимают посадочный инструмент 7 и убеждаются в его отсоединении от верхнего пакера 5, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1-5 не показан), установленному на устье скважины. Например, если вес компоновки составляет 120 кН, то после отсоединения вес извлекаемого из скважины оборудования (посадочного инструмента 8 с гидравлическим разъединителем 6 будет составлять: 120 кН - 25 кН = 95 кН.

Посадочный инструмент 7 оснащен гидравлическим разъединителем 6, который позволяет исключить технологическую операцию по вращению посадочного инструмента (отворачиванию), при этом отсоединение посадочного инструмента 7 от компоновки производится гидравлически за счет создания избыточного давления в посадочном инструменте 7, что позволяет повысить эффективность герметизации эксплуатационной колонны 4 в наклонно направленных скважинах.

Извлекают посадочный инструмент 7 (см. фиг.4) с гидравлическим разъединителем 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (см. фиг.5). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров 1 и 5 срывают эти пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.

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 в наклонно направленных скважинах.