СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

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

Известен 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.

Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2507376, МПК Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014 г.), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, 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, причем 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.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды, кроме того, саморазрушающийся гель в пласте способствует снижению коллекторских свойств пласта;

- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с низкой продолжительностью эффекта ввиду того, что заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);

- в-третьих, сужение проходного сечения эксплуатационной колонны в интервале герметизации, обусловленное тем, что проходное сечение пакеров составляет 55-65 мм;

- в-четвертых, ограничение проходного сечения не позволяет проводить ряд технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта;

- в-пятых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с определением герметичности нижнего и верхнего пакеров (временная блокировка самораспадающимся гелем, свабирование и т.д.), что увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2509873, МПК Е21В 33/122, опубл. 20.03.2014 г.), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне скважины выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, при этом 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 (колонне труб) 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.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды;

- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с непродолжительной герметизацией, так как заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);

- в-третьих, сужение проходного сечения эксплуатационной колонны в интервале герметизации, обусловленное тем, что проходное сечение пакеров, как правило, составляет 55-65 мм;

- в-четвертых, ограничение проходного сечения не позволяет проводить ряд технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижение минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.

Поставленная техническая задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины.

Новым является то, что после определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине.

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

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.

Проводят геофизические исследования в скважине и определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1), например, диаметром 168 мм, т.е. интервалы нарушений 2′, 2″, 2′″ (негерметичности) по глубине эксплуатационной колонны 1 в интервале плохого сцепления цементого камня за эксплуатационной колонной 1, что вызвано наличием источника обводнения 3, например водоносного пропластка, вследствие чего происходят заколонные перетоки 4 за эксплуатационной колонной 1. Затем выше и ниже интервала негерметичности (нарушения 2′, 2″, 2′″) эксплуатационной колонны 1 проведением геофизических исследований определяют верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 и длину каждого интервала l₁ и l₂ соответственно, например l₁=4 м, l₂=4 м.

Верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 длиной l₁ и l₂ соответственно перед вырезанием должны иметь целый (неразрушенный) цементный камень за эксплуатационной колонной 1 без заколонного перетока 4.

С устья скважины в эксплуатационную колонну 1 спускают бурильную колонну 7, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 любой известной конструкции. Осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале 5 вырезания эксплуатационной колонны на длину l₁=4 м. Затем осуществляют резку эксплуатационной колонны 1 сверху вниз в нижнем интервале 6 вырезания эксплуатационной колонны на длину l₂=4 м.

Поднимают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 на устье скважины.

Вновь спускают в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 2) скважины колонну бурильных труб 7 с раздвижным расширителем 10 на конце, при этом используют раздвижной расширитель 10 (см. фиг. 1 и 2) любой известной конструкции. Вращают колонну бурильных труб с устья скважины с помощью блока силового вертлюга или ротора, например, с частотой 20 об/мин и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня (после вырезания) сначала верхнего 5, а затем нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1.

Затем извлекают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и раздвижным расширителем 10 из эксплуатационной колонны 1 скважины.

На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь 11 (см. фиг. 3), нижний водонабухающий пакер 12 длиной, равной длине l₂=4 м нижнего интервала вырезания 6 эксплуатационной колонны, трубу 13 длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, например L=150 м, верхний водонабухащий пакер 14 длиной, равной длине l₁=4 м верхнего интервала 5 вырезания эксплуатационной колонны 1, центратор 15, левый переводник 16.

В качестве механического якоря используют любую известную конструкцию, обеспечивающую фиксацию компоновки в осевом направлении, например, описанную в патенте на изобретение №2352752 «Якорь механический» МПК Е21В 23/00, опубл. 20.04.2009 г. или патент на полезную модель RU №116179 «Механический якорь пакера» МПК Е21В 23/06, 20.05.2012 г.

В качестве трубы 11 используют колонну труб по ГОСТ 633-80 диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм.

Нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры, например, наружным диаметром 133 мм выполняют сборными, состоящими из нескольких патрубков длиной 1000 мм с внутренним диаметром 100 мм. Количество свинченных между собой патрубков зависит от длины вырезанного участка, чтобы длина водонабухающих пакеров 12 и 14 была не более длины верхнего (l₁=4 м) и нижнего (l₂=4 м) интервалов вырезания, и чтобы эксплуатационная колонна 1 не препятствовала радиальному расширению водонабухающих пакеров 12 и 14. Таким образом, нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры состоят из четырех свинченных между собой патрубков.

В качестве центратора 15 применяют любой известный жесткий центратор, например, описанный в патенте на полезную модель RU №83095 «Жесткий центратор для обсадной колонны» МПК Е21В 17/10, опубл. 20.05.2009 г. или патенте на изобретение RU №1633084 «Жесткий центратор для обсадной колонны» МПК Е21В 17/10, опубл. 07.03.1991 г.

Центратор 15 и механический якорь 11 обеспечивают центрирование компоновки относительно эксплуатационной колонны 1 и равномерное прижатие по периметру эластомеров водонабухающих пакеров 12 и 14 к горной породе.

Спускают компоновку на посадочном инструменте 17 (см. фиг. 3 и 4), в качестве которого применяют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, в эксплуатационную колонну 1 скважины так, чтобы верхний 14 и нижний 12 водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего 5 и нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1 соответственно.

Производят посадку механического якоря 11 в эксплуатационной колонне 1, например, осевым перемещением компоновки с устья скважины вверх на 1 м и вниз, после чего разгружают компоновку на механический якорь 11 (на вес компоновки), например на 8 тонн (80000 Н). Далее вращают посадочный инструмент, при этом компоновка зафиксирована в скважине неподвижно благодаря механическому якорю 11, а благодаря левому переводнику 16 происходит отсоединение (отворот) посадочного инструмента 17 от компоновки.

Извлекают посадочный инструмент 17 из эксплуатационной колонны 1 скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны 1 скважины, после чего осуществляют технологическую выдержку, например, в течение 14 сут для набухания и пакеровки верхнего 5 и нижнего 6 водонабухающих пакеров в скважине.

Опытным путем установлено, что радиальное расширение (набухание) водонабухающего пакера с наружным диаметром 133 мм до диаметра 145 мм составляет 5-7 сут, при этом максимальный перепад давления, воспринимаемый водонабухающим пакером, составляет 8,5 МПа, а потенциальная возможность по объемному набуханию составляет до 1000%.

Повышается надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, а не в эксплуатационной колонне 1.

Повышается эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков 4 жидкости путем отсечения источника обводнения 3 посадкой верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины.

Внедрение предлагаемого способа обеспечивает минимальное сужение проходного сечения в эксплуатационной колонне 1, которое составляет d=100 мм (см. фиг. 4) против 55-65 мм в прототипе, где в качестве межпакерной трубы используется колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, что обеспечивается за счет использования водонабухающих пакеров и их посадки в заколонном пространстве скважины с предварительным вырезанием в двух интервалах 5 и 6 эксплуатационной колонны 1. Сокращение проходного сечения эксплуатационной колонны до 100 мм обеспечивает проведение при необходимости любых технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.

После чего скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают в эксплуатацию.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, а также повысить эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков жидкости путем отсечения источника обводнения посадкой верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины.

Кроме того, реализация предлагаемого способа герметизации эксплуатационной колонны позволяет достичь минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны за счет посадки пакеров в заколонном пространстве скважины, т.е. в вырезанном интервале эксплуатационной колонны, а минимальное сокращение проходного сечения эксплуатационной колонны обеспечивает проведение по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта.