СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, в частности колонн газовых, газоконденсатных, нефтяных, водозаборных и нагнетательных скважин.

Известна технология ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, применяющаяся при капитальном ремонте скважин ЗАО НИЦ «Нефтемаш-Наука» - компании, специализирующейся в области разработки новых технологий и оборудования для нефтяной и газовой отраслей промышленности (http://www.neftemash-nauka.com/tech-rir.htm). Данная технология заключается в создании непроницаемого экрана закачкой в скважину компонентов гелеобразующих веществ (НМН), препятствующего поглощению скважины, и дозакрепления его сначала раствором цемента через колонну НКТ с добавкой ПАВ, чем достигается увеличение проницаемости в поры либо трещины пласта и сила сцепления с породой, затем чистым раствором цемента.

Недостатком данной технологии является: низкая эффективность и недолговечность продолжительности эффекта ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн (1,5-2 года), далее необходимость проведения повторных работ. Также недостатком данного метода является высокая стоимость из-за большого количества дополнительных работ (повторные закачки, разбуривание цементных мостов, райбирование эксплуатационных колонн).

Известны способы восстановления герметичности, незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны, в частности, способ установки стальных пластырей, включающий сборку дорна с продольно-гофрированной трубой на устье скважины, спуск дорна с заготовкой пластыря на НКТ или бурильных трубах и установка его в интервале нарушения обсадной колонны; соединение нагнетательной линии со спущенной колонной труб, запрессовка пластыря; приглаживание пластыря дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз; спрессовывание колонны без извлечения дорна из скважины; подъем колонны труб с дерном, освоение и ввод скважины в эксплуатацию по утвержденному плану (http:oilloot.ru./79-vnutriskazliinnye-i-remontnye-raboty/206-ustranenie-negermetichnocsti-obsadnoj-kolorinny).

Недостатком данного способа является: уменьшение диаметра проходного сечения эксплуатационной колонны, для восстановления которого необходимо проводить ряд аварийно-восстановительных работ с высокой степенью сложности и высокой стоимостью. Возможны риски получения различного рода осложнений при выполнении этих работ.

Известны способы ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с применением компоновки установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) с пакером или с отсечением интервала негерметичности двухпакерной компоновкой (Афанасьев А.В. Технология применения УЭЦН с пакером - новый перспективный метод ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн. Журнал о технологиях ТНК-ВР Новатор 2011, №40).

Ликвидация негерметичности применением компоновки УЭЦН с пакерами менее затратна, но данные технологии не исключают потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.

Наиболее близким к заявляемому способу ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является способ изоляции негерметичного участка ствола скважины с помощью пакерной системы Шарифова, описанный в патенте на изобретение (RU №2387802, Е21В 33/12; E21B 43/00, 27.04.2010). Способ заключается в спуске в скважину пакерной системы и включает в себя спуск в скважину (фонтанную, газлифтную, насосную, нагнетательную или пьезометрическую) на колонне труб, либо с открытым башмаком, либо с заглушенным нижним концом двух пакеров, соединенных между собой через трубы, каждый из которых оснащен в основном стволом, уплотнительными манжетами и над ними гидравлическим якорем, жестко соединенным со стволом, и под ними заякоривающим узлом в виде конуса и плашкодержателя с плашками, и стопором, фиксирующим исходное и/или рабочее положения пакеров, с размещением над верхним пакером разъединителя-соединителя колонны труб, состоящего из несъемного и съемного элемента, и спуске одного из пакеров выше, а другого ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого - непродуктивного - пласта. При этом после посадки и проверки на герметичность пакеров рассоединена над верхним пакером, гидравлическим или механическим путем через разъединитель-соединитель колонна труб от пакерной системы, а затем либо она приподнята над пакерной системой и оставлена в скважине либо извлечена из скважины и взамен нее спущена выше пакерной системы подземная установка под эксплуатацию, закачку или исследование скважины с одним или несколькими эксплуатируемыми пластами.

Данный способ также не исключает потери подвижности скважинного оборудования из-за высыпания породосодержащего шлама или цементного камня из интервала негерметичности при эксплуатации скважин, что квалифицируется как авария и влечет за собой большое количество дополнительных (непроизводительных) затрат на ликвидацию. Существуют риски потери скважины.

Задачей настоящего изобретения является надежная герметизация колонно-пакерного пространства в любом интервале скважины, исключающая аварийные ситуации, связанные с высыпанием породосодержащего шлама или цементного камня и не изменяющая проходное сечение эксплуатационной колонны в интервале негерметичности.

Поставленная задача решается тем, что в способе ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, включающем исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности эксплуатационной колонны, сборку пакера, оснащенного заякоривающими узлами в виде конуса и плашкодержателя с плашками, спуск пакера в скважину в заданном интервале и перевод его в рабочее положение с герметизацией колонно-пакерного пространства ниже и выше интервала негерметичности, согласно заявляемому изобретению осуществляют сборку тампонирующего равнопроходного пакера, ствол которого образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомарами) и верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами), а общая длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности, спуск тампонирующего пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны, при достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов ствола пакера до расчетного диаметра, равного внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности, при этом ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок (стаканов); исходное и рабочее положения ствола пакера фиксируют с помощью заякоривающих узлов в виде конуса и плашкодержателя с плашками.

Спуск тампонируемого пакера можно осуществлять в комплексе со скважинным насосным оборудованием, с установкой пакера в компоновку спускаемого оборудования промежуточным звеном.

Заявляемый способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн поясняется технологической схемой, представленной на чертеже. Позициями отмечены: эксплуатационная колонна 1 с интервалом негерметичности 2, интервал перфорации 3, насосно-компрессорные трубы: стыковочный узел 4 и нижняя геофизическая воронка 5, верхний заякоривающий узел 6, нижний заякоривающий узел 7, верхние герметизирующие элементы (эластомеры) 8, нижние герметизирующие элементы (эластомеры) 9, экранирующие уплотняющие элементы интервала негерметичности (эластомеры) 10, элементы распределения нагрузки между эластомерами 11.

Технический результат при использовании заявляемого способа выражается в достижении надежной герметичности эксплуатационной колонны без уменьшения диаметра ее проходного сечения.

Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн осуществляют следующим образом. По результатам исследований (опрессовки, геофизические исследования скважин) определяют местоположение и характер негерметичности (протяженность) эксплуатационной колонны, подбирают длину и диаметр тампонирующего пакера. В зависимости от способа установки спускают тампонирующий пакер на технологическом инструменте, если установка планируется отдельно от насосно-компрессорных труб, или устанавливают его промежуточным звеном в спускаемое в скважину эксплуатационное оборудование, если установка планируется в комплексе со спущенными насосно-компрессорными трубами. Спускают пакер в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра эксплуатационной колонны системы на 10-15 мм. При достижении планового интервала производят привязку с помощью геофизической партии к геологическому разрезу для обеспечения точной установки тампонирующего пакера в нужный интервал, происходит распакеровка системы, тампонирующий пакер приводят в рабочее положение, при этом уплотняющие экранирующие элементы - верхние и нижние герметизирующие элементы - расширяются под действием нагрузки (давления) до требуемых величин. При извлечении системы из скважины, после срыва, форма эластомеров возвращается в первоначальное (транспортное) положение и компоновка (система) поднимается на поверхность.

Преимуществом данного способа ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн является снижение аварийности при эксплуатации скважин, возможность извлечения системы из скважины при каждом ремонте, для выполнения запланированных мероприятий без сложностей, связанных с уменьшением диаметра внутреннего сечения эксплуатационной колонны в скважине. Кроме того, данный способ позволяет, при необходимости и определенных конструктивных дополнениях (внедрение в конструкцию проводящей трубки-канала вдоль ствола тампонирующего пакера под уплотняющими и герметизирующими элементами), обеспечить сообщение надпакерного и подпакерного затрубного пространства для обеспечения требуемого контроля эксплуатационных параметров скважины, а также для обеспечения возможности выполнения технологических промывок насосного оборудования и глушения скважин стандартными методами. Данная технология позволяет устанавливать тампонирующий пакер в любом интервале скважины как отдельно от насосно-компрессорных эксплуатационных труб, так и включать его промежуточным звеном в компоновку при спуске УЭЦН, ШГН, фонтанного лифта, пакера ППД.