Результат интеллектуальной деятельности: Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно добычи углеводородов и может быть использовано для установки и эксплуатации скважин, по меньшей мере, с одним боковым стволом.

Известен Способ изоляции скважины, включающий спуск в скважину с боковым стволом на НКТ пакера и насоса, установку пакера и насоса в с боковой ствол с эксплуатационной колонной малого диаметра (патент РФ №124307, E21B 43/10; F04F 5/02, опубл. 20.01.13 г).

Недостатком вышеуказанного Способа является то, что его использование ограничено в применении как при отсутствии системы ППД, так и наличие интервалов негерметичности, поскольку не учитывает возможность появления выше пакера интервалов поглощения, когда добываемая продукция может вообще не достигать устья скважины, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким к предлагаемому является Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины, включающий спуск на НКТ пакера с кабельным или без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля в пакере и установку пакера с кабельным или без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности (производственно - технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика» №08 2016 г., Романенко Игорь Александрович, главный специалист УППР и ГТМ ОАО «Удмуртнефть», «Текущее состояние и перспективы РИР в ОАО «Удмуртнефть», рис. 5 (info@ glavteh.ru, выпуски за 2016 год), прототип).

Недостатком вышеуказанного Способа является то, что в техническом решении предусмотрен спуск двух пакеров, при этом один пакер устанавливается в боковой ствол, а второй пакер большего размера в основной ствол для изоляции адаптера хвостовика, при этом результаты ликвидации негерметичности признаны неуспешными, поскольку не все интервалы-источники обводнения оказались изолированными выше по разрезу, также имеется ограничение по высоте установки верхнего пакера, поскольку выше него размещен погружной насос ЭЦН, который должен быть установлен под уровнем жидкости, а установка насоса в боковом стволе под нижним пакером с герметизацией в нем силового кабеля не предполагается.

Задача предлагаемого Способа заключается в повышении эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет упрощения изоляции негерметичности, как в соединении колонн труб бокового ствола разного диаметра, так и выше по разрезу в колонне труб основного ствола, также использования малоразмерного пакера над электронасосом, например, с диаметрами пакера, соответствующими герметичной посадки в боковых стволах скважин, например, с диаметрами 89, 102, 114, 120, 127 мм, что позволяет отсечь выше электронасоса все негерметичные интервалы в многозабойной скважине.

Технический результат заключается в изоляции всех интервалов негерметичности в многозабойной скважине, в том числе в зоне места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола и выше в многозабойной скважине.

Также предлагаемый Способ позволяет более точно учесть скважинные условия и установить в заданном месте скважины с боковым стволом пакер, что позволит герметично отсечь изолировать негерметичность выше по разрезу, поскольку негерметичность возникает также в боковом стволе, особенно, в месте соединения колонн труб, в связи с этим и выбирают место установки пакера ниже соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола.

Поставленная задача достигается тем, что Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины включает спуск на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и установку пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности, дополнительно устанавливают на НКТ под пакером электронасос с погружным электродвигателем, многозабойная скважина представляет собой скважину с основным стволом, состоящим из колонн обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой ствол, состоящим из колонн обсадных труб меньшего диаметра, и местом соединения колонн труб основного и бокового стволов, осуществляют спуск в боковой ствол на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и электронасос с погружным электродвигателем, пакер устанавливают в боковой колонне обсадных труб на заданном расстоянии от верхней кромки боковой колоны обсадных труб от места соединения колонн основного и бокового стволов с возможностью изоляции негерметичности места соединения колонн основного и бокового стволов, дополнительно устанавливают на НКТ и осуществляют спуск на НКТ, по меньшей мере, один дополнительный пакер с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере, который устанавливают над или под пакером и над электронасосом с погружным электродвигателем, при этом дополнительный пакер устанавливают выше верхнего интервала негерметичности, заданное расстояние определяют по данным геофизических или промысловых исследований многозабойной скважины и составляет от нескольких миллиметров до сотен метров.

На фиг. 1 изображена многозабойная скважина с основным 1 и боковым 2 колоннами обсадных труб с местом 3 соединения основного и бокового стволов обсадных труб, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере, размещенного над электронасосом с погружным электродвигателем и на расстоянии, например, менее сантиметра от нижней точки места соединения 3 основного 1 ствола и бокового 2 стволов обсадных труб; на фиг. 2 изображена многозабойная скважина с основным 1 и боковым 2 колоннами обсадных труб с местом соединения 3 основного и бокового стволов обсадных труб, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5, пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере 6, размещенного над электронасосом с погружным электродвигателем 5 и на расстоянии, например, от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб, при этом верхняя часть бокового 2 ствола располагается внутри основного ствола 1; на фиг. 3 изображена многозабойная скважина с боковым стволом, в который спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере, размещенный над электронасосом с погружным электродвигателем 5, например, на расстоянии от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения-перехода основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб; на фиг. 4 изображена многозабойная скважина с боковым стволом 2, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и два пакера 6 и 8, при этом нижний пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере размещен в боковом стволе над электронасосом с погружным электродвигателем и на расстоянии от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб, а дополнительный пакер 8 установлен в основном 1 стволе над местом 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб; на фиг. 5 изображена многозабойная скважина с боковым 2 стволом, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и два пакера 6 и 8, размещенных над электронасосом с погружным электродвигателем и в колонне обсадных труб бокового 2 ствола, при этом нижний пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере размещен выше электронасоса с погружным электродвигателем 5 и на заданном расстоянии от него, а верхний дополнительный пакер 8 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере размещен над нижним пакером 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере; на фиг. 6 изображена многозабойная скважина с боковым стволом, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода, размещенный на заданном расстоянии от ближайшего точки места 3 соединения между боковой 2 и основной 1 колоннами, при этом в места 3 соединения колонн 1 и 2 обсадных труб имеется технологический разрыв, зацементированный.

Способ осуществляется следующим образом.

На поверхности многозабойной скважины, представляющей собой скважину с основным 1 стволом колонны обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой 2 ствол обсадных труб меньшего диаметра с образованием места 3 соединения колонн труб основного 1 и бокового 2 стволов, осуществляют монтаж скважинного оборудования:

на НКТ 4 устанавливают пакер 6 с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией в нем силового кабеля 7 в пакере 6 (Далее по тексту - «Пакер 6») и электронасос 5 с погружным электродвигателем, при этом пакер 6 размещают на электронасосе 5 с погружным электродвигателем или на заданном расстоянии над электронасосом 5 с погружным электродвигателем.

Затем осуществляют спуск в многозабойную скважину на НКТ 4 пакера 6 и электронасоса 5 с погружным электродвигателем.

Сначала спускают электронасос 5 с погружным электродвигателем, затем пакер 6 с герметизацией в нем силового кабеля 7 в пакере 6 от электронасоса 5 с погружным электродвигателем.

Спуск осуществляют в основной 1 ствол обсадных труб большего диаметра и затем в боковой 2 ствол обсадных труб меньшего диаметра, ниже места 3 соединения колонн труб основного 1 и бокового 2 стволов.

Пакер 6 устанавливают в боковой 2 колонне обсадных труб на заданном расстоянии от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб от места 3 соединения колонн обсадных труб основного 1 и бокового 2 стволов с возможностью изоляции негерметичности места 3 соединения колонн обсадных труб основного 1 и бокового 2 стволов.

Место соединение колонн обсадных труб бокового 2 и основного 1 стволов представляет собой место соединение колонн обсадных труб в стык, внахлест или между колоннами обсадных труб присутствует технологический разрыв, например, зацементированный или не зацементированный и не обсаженный интервал.

После пакеровки пакера 6 в боковой 2 обсадной колонне труб герметично разобщают электронасос 5 с погружным электродвигателем от негерметичного места 3 соединения основного 1 и бокового 2 стволов, а также от всего интервала скважины и выше по разрезу многозабойной скважины.

Дополнительно устанавливают на НКТ 4 и осуществляют спуск на НКТ 4, по меньшей мере, один дополнительный пакер 8 с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией в нем силового кабеля 7 в дополнительном пакере 8 (Далее по тексту - «Пакер 8»), который устанавливают над или под пакером 6 и над электронасосом 5 с погружным электродвигателем (Фиг. 4 и 5) в многозабойной скважине.

При этом при наличии, по меньшей мере, одного дополнительного пакера 8 в колонну обсадных труб бокового 2 ствола спускают на НКТ 4 вначале электронасос 5 с электродвигателем, затем

пакер 6 и, по меньшей мере, один пакер 8

или, по меньшей мере, один пакер 8 и пакер 6;

или, по меньшей мере, один пакер 8, затем пакер 6 и потом, по меньшей мере, один пакер 8.

Электронасос 5 с электродвигателем представляет собой, например, электроцентробежный насос (ЭЦН)

Пакер 6 устанавливают ниже места 3 соединения колонны обсадных труб бокового 2 ствола с колонной обсадных труб основного 1 ствола и ниже верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб на заданном расстоянии, например, на минимальном до 1 см или от менее 1 см до сотен метров.

Заданное расстояние составляет от нескольких миллиметров до сотен метров, обеспечивая изоляцию негерметичности в боковом стволе 2, в том числе изоляцию негерметичности зоны места 3 соединения колонн труб разного диаметра и других интервалов негерметичности основного ствола 1 выше по разрезу.

Заданное расстояние определяют исходя из данных геофизических или промысловых исследований.

Например, при наличии двух пакеров 6 и 8: нижний пакер 6 всегда должен быть установлен в колонне обсадных труб бокового 2 ствола над электронасосом 5 с погружным электродвигателем, а пакер 8 устанавливают над негерметичностью в боковом стволе 2 или в основном стволе 1, таким образом, чтобы оба пакера 6 и 8 отсекали негерметичность с двух сторон.

Пакеры 6 и 8 представляют собой известную съемную или разбуриваемую конструкции, выполненные с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере.

После пакеровки пакера 6 (8) устанавливают устьевую скважинную арматуру, подсоединяют силовой кабель 7 к наземной станции управления и скважину запускают в работу.

Пример 1.

На поверхности многозабойной скважины, представляющий собой скважину с основным стволом 1 обсадных труб большего диаметра, например, 146 мм, переходящим в боковой ствол 2 обсадных труб меньшего диаметра, например, 102 мм, осуществляют монтаж скважинного оборудования, для чего на НКТ 4 устанавливают пакер 6 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере и электронасос 5 типа ЭЦН с погружным электродвигателем, при этом пакер 6 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере устанавливают над ЭЦН 5.

После чего осуществляют спуск ЭЦН 5 и пакера 6 с кабельным вводом на НКТ 5 в многозабойную скважину.

Вначале ЭЦН 5 с пакером 6 спускают в колонну обсадных труб 146 мм основного 1 ствола и затем в боковой 2 ствол диаметром 102 мм.

Далее устанавливают пакер 6 на расстоянии, например, менее 1 см или 1 м, или 100 м от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб в месте соединения колонн основного 1 и бокового 2 стволов, изолируя негерметичность в месте 3 соединения обсадных труб разного диаметра и возможных интервалов выше по разрезу многозабойных скважин.

После пакеровки пакера 6 с кабельным вводом устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом, подсоединяют силовой кабель 7 к наземной станции управления и скважину запускают в работу.

Пример 2.

На поверхности многозабойной скважины, представляющий собой скважину с основным стволом 1 обсадных труб большего диаметра, например, 168 мм, переходящим в боковой ствол 2 обсадных труб меньшего диаметра, например, 114 мм, осуществляют монтаж скважинного оборудования (Фиг. 5),

для чего на НКТ 4 устанавливают дополнительный пакер 8 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере (Далее по тексту - «Пакер 8»), пакер 6 без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля 7 в пакере (Далее по тексту - «Пакер 6») и электронасос 5 типа ЭЦН с погружным электродвигателем,

при этом пакер 6 устанавливают над ЭЦН 5 и над пакером 8, который расположен на ЭЦН 5.

После чего осуществляют спуск в многозабойную скважину на НКТ 4 ЭЦН 5, пакер 8 и пакер 6.

Вначале ЭЦН 5, пакер 8 и пакер 6 спускают в колонну обсадных труб 168 мм основного 1 ствола и затем в боковой 2 ствол диаметром 114 мм.

Далее устанавливают пакер 6 на расстоянии, например, менее 100 мм или 1 м, или 100 м от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб от места соединения колонн основного 1 и бокового 2 стволов, изолируя негерметичность в месте 3 соединения обсадных труб разного диаметра и возможных интервалов выше по разрезу многозабойных скважин.

Расстояние установки пакера 6 обеспечивает изоляцию негерметичности в боковом 2 стволе, в том числе зоны места 3 соединения колонн труб разного диаметра..

Установка пакера 8 обеспечивает изоляцию негерметичности в боковом стволе на ЭЦН 5.

Предлагаемый Способ повышает эффективность работы скважинного насосного оборудования, упрощая изоляцию негерметичности, как в соединении колонн труб бокового ствола разного диаметра, так и выше по разрезу в колонне основного ствола, используя для этих целей малоразмерный пакер над электронасосом, который позволяет отсечь выше электронасоса все негерметичные интервалы в многозабойной скважине, в том числе и в зоне места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола и выше в многозабойной скважине.

При этом предлагаемый Способ позволяет более точно установить пакер в заданном месте бокового ствола скважины с учетом скважинных условий, что также позволит герметично отсечь изолировать негерметичность и выше по разрезу, и в боковом стволе ниже места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола.