СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ГАРИПОВА Российский патент 2008 года по МПК E21B43/14 E21B23/06 

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, а именно к технике одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для добычи углеводородов из скважины.

В настоящее время при спуске многопакерной установки в скважину часто сталкиваются с проблемой случайной установки пакеров на муфтовые соединения эксплуатационной колонны, которые имеют на внутренней поверхности неровности, шероховатости и резьбу. При случайном попадании резиновых манжет пакера на муфтовые соединения невозможно добиться герметичной посадки пакера, что делает ненадежным и низкоэффективным процесс монтажа одно-многопакерной установки в скважине. Это связано с тем, что при спуске труб с увеличением их количества и, соответственно, веса происходит неравномерное их удлинение при достижении заданной глубины. В среднем одна труба может удлиниться на 1-8 мм. Вес подвески труб, спущенных на глубину 2800 м, в среднем достигает около 30 т, под действием такой нагрузки максимально удлиняются верхние трубы, меньше - нижние. Кроме того, неравномерность затяжки труб в муфтовых соединениях также влияет на их удлинение. Все это приводит к тому, что подвеска труб становится непредсказуемо длиннее "меры труб" на 2-6 м, при этом не учитывая присутствие человеческого фактора - ошибок при замере длины труб на устье скважины.

При случайном попадании резиновых манжет пакера на неровности муфтовых соединений эксплуатационной колонны, в момент сжатия резиновых манжет при посадке пакера, происходит их неравномерная деформация, приводящая к растрескиванию или разрыву резиновых манжет в неровностях муфтовых соединений или неполному облеганию, что приводит к негерметичной посадке пакера. Поскольку в скважинной установке для одновременно-раздельной эксплуатации применяется много пакеров, то с увеличением количества используемых пакеров резко увеличивается вероятность попадания резиновых манжет хотя бы одного из пакеров в муфтовые неровности эксплуатационной колонны, что, соответственно, значительно снижает надежность монтажа установки в скважине и может привести к снижению эффективности регулирования добычи.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению является скважинная установка для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, включающая колонну труб, разделенную пакерами на ступени, содержащие скважинные камеры, регулируемые штуцирующие устройства (штуцеры, клапаны, регуляторы), телескопические соединения, разъединитель колонны, штуцирующие и измерительные устройства, подвесное оборудование (Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Хасаев A.M. и др. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра 1986, с.186-197).

В процессе монтажа известной скважинной установки в скважине, либо впоследствии, пакеры становятся негерметичными по причине случайного попадания герметизирующих манжет пакера во внутренние неровности муфтовых соединений эксплуатационных колонн. А при негерметичной посадке пакеров невозможно проводить не только регулирование, но и учет отбора углеводородов, что ведет к снижению эффективности регулирования добычи.

Кроме того, подвесное внутрискважинное оборудование, используемое в данной установке, устанавливается в процессе подземного капитального ремонта скважин и является несъемным.

Задачей изобретения является повышение точности и надежности посадки пакеров скважинкой установки на заданную глубину пласта и установка и извлечение подвесного оборудования в скважинной установке без подъема НКТ.

Поставленная задача достигается тем, что скважинная установка, включающая колонну труб, образующую ступени для эксплуатации двух и более объектов разработки, каждая из которых включает, по меньшей мере, один пакер, один разъединитель колонны, одно регулируемое штуцирующее устройство, контрольно-измерительные приборы и подвесное оборудование, согласно изобретению снабжена, по меньшей мере, одним реперным посадочным элементом заданной длины, установленным на заданном расстоянии над или под пакером, при этом подвесное оборудование размещено внутри скважинной установки на реперных посадочных элементах.

Для повышения надежности скважинной установки могут быть выполнены следующие дополнительные технические решения.

В скважинной установке реперный посадочный элемент может быть выполнен, например, в виде втулки или муфты, или цангового захвата, или упора, или замкового устройства.

Реперный посадочный элемент выполнен с заданной длиной, например один, два, три метра, но не более минимальной длины труб НКТ.

Реперный посадочный элемент в скважинной установке может быть размещен над или под разъединителем колонны.

Подвесное оборудование может быть выполнено, например, в виде якоря, фильтра, автономного контрольно-измерительного прибора.

Скважинная установка оснащена, по меньшей мере, одной скважинной камерой с установленным в ней регулируемым штуцирующим устройством и/или контрольно-измерительным прибором.

Скважинная установка оснащена, по меньшей мере, одним глубинным насосом.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что снабжение скважинной установки реперными (с нанесением магнитных меток) посадочными элементами позволяет с высокой точностью, до нескольких сантиметров, соотнести или привязать место посадки пакеров, а также других частей компоновки, к различным интервалам геологического разреза скважины.

Зная заданное расстояние в скважинной установке реперных посадочных элементов заданной длины по отношению к пакерам, можно надежно спрогнозировать точное место посадки каждого пакера между муфтовыми соединениями эксплуатационной колонны, а также вне интервала негерметичности.

Кроме того, реперные посадочные элементы выполняют роль не только репера, но и посадочного элемента для размещения подвесного оборудования внутри скважинной установки, необходимого для выполнения данного производственного процесса.

Снабжение скважинной установки реперными посадочными элементами позволяет оперативно и безаварийно устанавливать на них якоря, фильтры, автономные контрольно-измерительные приборы или другое подвесное оборудование, а также извлекать его, например, с помощью канатной техники, не прибегая к дорогому ремонту скважин, связанному с подъемом НКТ.

В зависимости от того, что предполагается разместить на реперных посадочных элементах, в качестве последних применяют различные по конструктивным особенностям и строению устройства, например, от простых втулок и муфт с углублениями и пазами до сложных цанговых захватов, упоров и замковых устройств.

Муфты с углублениями и пазами позволяют использовать распорные механизмы и фиксаторы положения спускаемых устройств с небольшим весом, например контрольно-измерительные приборы. Упоры и различные цанговые захваты используются для удержания внутри НКТ значительного по весу и размерам подвесного скважинного оборудования, например песочных фильтров.

Установка и легкое извлечение якорей в скважинкой установке позволяет улавливать, удалять упавшие в скважину инструменты и прочее оборудование.

При установке фильтров и автономных контрольно-измерительных приборов можно обойтись и без применения канатной техники, например, сбросив их в скважину, где они в падении, под действием сил гравитации, прикрепляются и фиксируются на реперных посадочных элементах.

Дополнительное применение автономных контрольно-измерительных приборов, закрепленных на реперных посадочных элементах, позволяет напротив каждого пласта регистрировать информацию о параметрах работы эксплуатационного объекта, регистрировать и записывать информацию в память автономных приборов одновременно и раздельно по каждому пласту при одновременно-раздельной разработке одной скважиной нескольких объектов, что позволяет оптимизировать работу скважины на многопластовом месторождении, повысить эффективность учета при разработке обводняющихся эксплуатационных объектов с низким пластовым давлением и высоким газовым фактором при насосных способах добычи нефти.

В нагнетательных и фонтанных скважинах якоря, фильтры, автономные контрольно-измерительные приборы и другое, подвешенное на реперных посадочных элементах, оборудование можно извлекать из скважины канатным инструментом, не останавливая скважины. В насосных скважинах якоря, фильтры, автономные контрольно-измерительные приборы и другое, подвешенное на реперных посадочных элементах, оборудование извлекают из скважины после извлечения глубинных насосов.

На фиг.1 представлена скважинная установка, общий вид; на фиг.2 - установка, оснащенная глубинным насосом.

Скважинная установка включает несколько ступеней, каждая из которых состоит из труб 1, пакера 2, реперного посадочного элемента 3 заданной длины, расположенного на заданном расстоянии от пакера 2. В установке размещены разъединители колонн 4, скважинные камеры 5, расположенные в них регулируемые штуцирующие устройства 6 и/или контрольно-измерительные приборы 7 для измерения межтрубных параметров пласта, якорь 8, песочный фильтр 9, автономные контрольно-измерительные приборы 10 для измерения параметров жидкости в лифте скважины, воронка 11, глубинный насос 12. Якорь 8, фильтр 9 и автономные контрольно-измерительные приборы 10 расположены на реперных посадочных элементах 3. В нижнем конце установки размещена заглушка или стопорное кольцо, или упорная втулка, или ниппель 13, или воронка 11. Скважинная установка размещена в эксплуатационной колонне 14 с перфорацией 15.

Пример реализации

После проведения перфорации 15 эксплуатационной колонны 14 подбирают оборудование для каждой ступени скважинной установки в отдельности: колонны труб 1, пакеры 2, скважинные камеры 5, разъединители колонн 4, регулируемые штуцирующие устройства 6, контрольно-измерительные приборы 7, реперные посадочные элементы 3, якорь 8, фильтр 9, автономные контрольно-измерительные приборы 10 для исследования жидкости в лифте скважины с определенными техническими параметрами для каждого эксплуатационного объекта.

Используя "меру труб" определяют точное расстояние между реперным посадочным элементом и пакером.

Затем начинают спуск подготовленного оборудования, показанного на фиг.2, в следующем порядке. Подсоединяют стопорное кольцо 13 к колонне труб 1, далее скважинную камеру 5 с регулируемым штуцирующим устройством 6 или контрольно-измерительным прибором 7, реперный посадочный элемент 3 для установки автономного контрольно-измерительного прибора 10 для измерения параметров жидкости в лифте над нижним пластом и пакер 2, на который устанавливают разъединитель колонны 4. Присоединяют колонну труб 1 и спускают первую ступень скважинной установки на заданную глубину.

С помощью канатной техники в спущенной ступени скважинной установки проводят исследования с помощью магнитного локатора муфт и гамма-каротажа с записью диаграммы с целью определения расположения реперного посадочного элемента. Полученные данные сравнивают с имеющимися данными геофизических исследований скважины по определению расположения муфтовых соединений эксплуатационной колонны. После наложения показаний гамма-каротажа сопоставляют диаграммы локаторов муфт, записанных в эксплуатационной колонне и нижней ступени скважинной установки. По диаграмме, зная заданное положение реперного посадочного элемента, устанавливают точное положение пакера и его резиновых манжет относительно муфтовых соединений эксплуатационной колонны. В случае, если резиновые элементы пакера наложились на муфтовые соединения эксплуатационной колонны, на устье, бригадой КРС, проводят спуск или подъем скважинной установки на некоторое расстояние, достаточное для надежной посадки пакера вне муфтовых соединений.

Если при наложении диаграмм местоположение пакера не совпадает с местоположением муфтового соединения эксплуатационной колонны, производят посадку нижнего пакера, т.е. осуществляют установку нижней ступени. С помощью разъединителя колонны 4 отсоединяют нижнюю ступень установки и поднимают вышележащие трубы.

На поверхности собирают верхнюю ступень установки. Устанавливают разъединитель колонны 4, далее присоединяют колонну труб 1, скважинную камеру 5 с регулируемым штуцирующим устройством 6 и/или контрольно-измерительным прибором 7, реперный посадочный элемент 3 для установки автономного контрольно-измерительного прибора 10 для измерения параметров жидкости в лифте над верхним пластом, пакер 2, реперный посадочный элемент 3 для якоря 8 и разъединитель колонны 4 с воронкой 11.

Используют "меру труб" для определения расстояния между верхним пакером 2 и нижним разъединителем колонны 4. Второй реперный посадочный элемент 3, для установки автономного контрольно-измерительного прибора 10, обычно для привязки пакера не используется (в основном для контроля и применяется в скважинах с сильно искривленными колоннами, где возможно сильное удлинение спускаемых труб и при значительном расстоянии между пакерами). Рассчитывают расстояние с использованием ранних диаграмм между нижним установленным пакером и верхним пакером, подготовленным к спуску. Для этого суммируют длину пакера, разъединителя колонны, скважинной камеры, реперного посадочного элемента с длиной труб между ними и находят точное расстояние между пакерами. На диаграмме локатора муфт эксплуатационной колонны от местоположения нижнего пакера откладывают вверх расстояние по "мере труб" до верхнего пакера и находят его местоположение на диаграмме. В случае наложения местоположений пакера скважинной установки и муфты эксплуатационной колонны добавляют или уменьшают расстояние между пакерами за счет дополнительного применения патрубков или длинных труб. После выполнения данных операций начинают спуск в скважину верхней ступени установки.

После спуска верхней ступени установки до заданной глубины при помощи разъединителя колонны соединяют верхнюю ступень с нижней ступенью скважинной установки. Для контроля в скважинную установку спускают с помощью канатной техники прибор с магнитным локатором муфт. Записывают диаграмму. Далее сравнивают показания полученной диаграммы с диаграммой расположения муфтовых соединений эксплуатационной колонны. После наложения показаний гамма-каротажа сопоставляют диаграммы локаторов муфт, записанных в эксплуатационной колонне и верхней ступени скважинной установки.

Используют "меру труб" для определения расстояния от реперного посадочного элемента до верхнего пакера. Если при наложении диаграмм местоположение пакера отлично от местоположения муфтового соединения эксплуатационной колонны, производят надежную посадку верхнего пакера, т.е. осуществляют установку верхней ступени и скважинной установки в целом.

Далее с помощью канатной техники спускают, например, на якорях автономные контрольно-измерительные приборы 10 на реперные посадочные элементы 3 последовательно сначала на нижний, затем на верхний.

Разъединяют разъединитель колонны 4 с воронкой 11 и производят подъем колонны труб 1. Далее спускают глубинный насос 12.

После установки устьевого оборудования запускают скважину, например, в фонтанную эксплуатацию или под закачку.

Схемы на фиг.1 и 2 скважинной установки можно использовать для изолирования верхнего, обводнившегося объекта разработки и вовлечь в эксплуатацию нижний объект разработки, при этом контрольно-измерительными приборами 7 и 10 отслеживать параметры изолированного и работающего пласта.

Использование реперных посадочных элементов с заданной длиной, например один, или два, или три метра, но не более минимальной длины (8-10 м) труб НКТ, позволяет легко находить и выделять их на диаграммах локатора муфт, сильно отличающихся от указанной длины труб колонны.

Реперные посадочные элементы сложной конструкции с неоднозначным неравномерно распределенным магнитным полем дополнительно снабжаются патрубком с заданной длиной. Такие реперные посадочные элементы с патрубком легко отличаются от других изображений не только интенсивностью магнитных меток, но и меньшим заданным расстоянием между ними, например 1, 2, 3, 4 м от трубных муфтовых магнитных меток с расстоянием 8-10 м.

Использование фильтра 8, установленного на нижнем реперном посадочном элементе 3 в нижней ступени установки, предотвратит попадание песка на прием глубинного насоса 12. Применение воронки 11 снизу и сверху установки позволит беспрепятственно использовать канатные инструменты для последовательного извлечения якоря 8, автономных контрольно-измерительных приборов 10, фильтра 9, смены контрольно-измерительных приборов 7 в скважинных камерах 5.

Пример

На скважине 195 Спорышевского месторождения была установлена двухпакерная скважинная установка за один спуск-подъем. Глубина скважины составляла 2535 м.

Бригадой КРС был произведен спуск скважинной установки с замером ее длины в следующем порядке. Подсоединили заглушку 0,2 м к колонне труб 59,55 м, далее скважинную камеру длиной 2,4 м с штудирующим устройством, разъединитель колонны 1,2 м, переводник 0,2 м, колонну труб 235 м, скважинную камеру 2,4 м, колонну труб 39 м, скважинную камеру 2,4 м, колонну труб 40 м, пакер 1,7 м, переводник 0,2 м, колонну труб 29,5 м, реперный посадочный элемент 2 м для установки автономного контрольно-измерительного прибора для измерения параметров лифта над верхним пластом. Далее присоединили колонну труб и спустили скважинную установку на заданную глубину на 2520 м. По "мере труб" расстояние между пакерами составило 320,2 м. Расстояние между верхним пакером и верхним реперным посадочным элементом составило 29,7 м. Учитывая, что примерно посередине пакера расположены манжеты, то расстояние от резиновых манжет верхнего пакера до верхнего реперного посадочного элемента составит 30,55 м. Аналогично нашли расстояние от верхнего реперного посадочного элемента до резиновых манжет нижнего пакера - 352,45 м. На диаграмме локатора муфт скважинной установки нашли верхний реперный посадочный элемент (первый сверху двухметровый интервал с двумя магнитными метками) и отложили на диаграмме локатора муфт и гамма-каротажа эксплуатационной колонны местоположение двухметрового верхнего реперного посадочного элемента и расстояние от него до резиновых манжет верхнего и нижнего пакеров, соответственно 30,55 м и 352,45 м, сопоставили данные участки с муфтами эксплуатационной колонны - наложений не произошло, проверили данные расчеты аналогично по привязке с нижним реперным посадочным элементом, после чего посадили пакеры и установили без осложнений скважинную установку за один спуск.

Далее с помощью канатной техники спустили на якоре автономные контрольно-измерительные приборы на реперные посадочные элементы. После установки устьевого оборудования запустили скважину под закачку. Через неделю подняли приборы последовательно снизу вверх с якорями и получили подробную информацию о приемистостях воды раздельно по объектам разработки/закачки.

Использование скважинной установки с реперными посадочными элементами позволяет с высокой точностью произвести посадку пакеров установки на заданную глубину, исключая возможность случайного попадания резиновых манжет пакера на муфтовые соединения эксплуатационной колонны, а также дает возможность в любое время технологически безаварийно, просто и надежно закрепить на определенных глубинах скважины автономные контрольно-измерительные приборы, различные устройства, например якоря и песочные фильтры.

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, а именно к технике одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для добычи углеводородов из скважины. Обеспечивает повышение точности и надежности посадки пакеров скважинной установки на заданную глубину пласта и установки и извлечения подвесного оборудования в скважинной установке без подъема насосно-компрессорных труб - НКТ. Сущность изобретения: установка включает колонну труб, образующую ступени для эксплуатации двух и более объектов разработки, каждая из которых включает, по меньшей мере, один пакер, один разъединитель колонны, одно регулируемое штудирующее устройство, контрольно-измерительные приборы и подвесное оборудование. Согласно изобретению скважинная установка снабжена, по меньшей мере, одним реперным посадочным элементом заданной длины, установленным на заданном расстоянии над или под пакером. При этом подвесное оборудование размещено внутри скважинной установки на реперных посадочных элементах. Реперный посадочный элемент может быть выполнен, например, в виде втулки или муфты, или цангового захвата, или упора, или замкового устройства. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Скважинная установка, включающая колонну труб, образующую ступени для эксплуатации двух и более объектов разработки, каждая из которых включает, по меньшей мере, один пакер, один разъединитель колонны, одно регулируемое штуцирующее устройство, контрольно-измерительные приборы и подвесное оборудование, отличающаяся тем, что скважинная установка снабжена, по меньшей мере, одним реперным посадочным элементом заданной длины, установленным на заданном расстоянии над или под пакером, при этом подвесное оборудование размещено внутри скважинной установки на реперных посадочных элементах.2. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что реперный посадочный элемент выполнен, например в виде втулки, или муфты, или цангового захвата, или упора, или замкового устройства.3. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что заданная длина реперного посадочного элемента не превышает минимальную длину труб НКТ.4. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что реперный посадочный элемент размещен над или под разъединителем колонны.5. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что подвесное оборудование выполнено, например в виде якоря, фильтра, автономного контрольно-измерительного прибора.6. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что она оснащена, по меньшей мере, одной скважинной камерой с установленным в ней регулируемым штудирующим устройством и/или контрольно-измерительным прибором.7. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что она оснащена, по меньшей мере, одним глубинным насосом.