СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН Российский патент 2014 года по МПК E21B33/12 

Описание патента на изобретение RU2533470C2

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.

Похожие патенты RU2533470C2

название год авторы номер документа
ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА ШАРИФОВА ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ НЕРАБОЧЕГО ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ИЛИ НЕГЕРМЕТИЧНОГО УЧАСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ 2009
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
RU2387802C1
ПАКЕРНАЯ КАБЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОГО ИЛИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНО НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) 2010
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Леонов Василий Александрович
  • Азизов Фатали Хубали Оглы
  • Ибадов Гахир Гусейн Оглы
  • Набиев Адил Дахил Оглы
  • Халилов Зияфет Халил Оглы
  • Гусейнов Руслан Чингиз Оглы
  • Джабарова Роза Гусейновна
  • Набиев Муслим Нушираван Оглы
RU2439297C1
ПАКЕР ОПОРНО-МЕХАНИЧЕСКИЙ ШАРИФОВА (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Ибадов Гахир Гусейн Оглы
  • Леонов Василий Александрович
  • Набиев Адил Дахил Оглы
  • Воронин Павел Петрович
RU2365739C2
ПАКЕР БЕЗ ИЛИ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ (ВАРИАНТЫ) 2011
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Халилов Зияфет Халил Оглы
  • Ибадов Гахир Гусейн Оглы
  • Азизов Фатали Хубали Оглы
  • Гусейнов Руслан Чингиз Оглы
  • Талипов Ильшат Асгатович
  • Багров Олег Викторович
  • Джабарова Роза Гусейновна
RU2467153C1
ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ДЛЯ СКВАЖИНЫ С ОДНИМ ИЛИ НЕСКОЛЬКИМИ ПЛАСТАМИ (ВАРИАНТЫ) 2004
  • Набиев Адил Дахил Оглы
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Леонов Василий Александрович
  • Гафаров Васиф Вагон Оглы
  • Набиев Натиг Адил Оглы
  • Гарипов Олег Марсович
  • Николаев Олег Сергеевич
  • Иванов Олег Анатольевич
  • Краснопёров Валерий Тимофеевич
  • Ширинов Мансим Сафар Оглы
  • Агаев Фазиль Амир Оглы
  • Баширов Фейруз Джалал Оглы
  • Ибадов Гахир Гусейн Оглы
  • Кузнецов Николай Николаевич
  • Синёва Юлия Николаевна
RU2290489C2
ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА ШАРИФОВА (ВАРИАНТЫ) 2007
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
  • Ибадов Гахир Гусейн Оглы
  • Леонов Василий Александрович
  • Азизов Фатали Хубали Оглы
RU2365740C2
СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ ПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА ГАРИПОВА 2010
  • Гарипов Олег Марсович
  • Багров Олег Викторович
  • Мустафин Эдвин Ленарович
  • Гарипов Максим Олегович
RU2439374C1
ДВУСТВОЛЬНЫЙ ПАКЕР С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ 2008
  • Нагуманов Марат Мирсатович
  • Шайхутдинов Марат Магасумович
  • Аминев Марат Хуснуллович
RU2380518C1
СИСТЕМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ ПОСРЕДСТВОМ ПАКЕРОВ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ 2011
  • Джафаров Риад Джахид Оглы
  • Заряев Игорь Анатольевич
RU2473790C1
ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ОСЕВОЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ 2015
  • Аминев Марат Хуснуллович
  • Кунцман Андрей Эдуардович
RU2588528C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 533 470 C2

Реферат патента 2014 года СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колон. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн включает исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности колонны, сборку тампонирующего пакера, спуск пакера в скважину и перевод пакера в рабочее положение. Ствол пакера образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами), а также верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами). Герметизирующие элементы разделены между собой ограничительными вставками. Пакер оснащен якорными узлами. Длина ствола пакера превышает протяженность интервала негерметичности. Спуск пакера в скважину осуществляют в транспортном положении, при котором его наружный диаметр меньше проходного диаметра колонны. При достижении планового интервала пакер переводят в рабочее положение с расширением под нагрузкой экранирующих уплотняющих элементов до внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и верхних и нижних герметизирующих элементов до достижения герметизации колонно-пакерного пространства выше и ниже интервала негерметичности. Ограничения по величине расширения экранирующих элементов регулируют за счет внутренних ограничительных вставок. Способ позволяет исключить высыпание породосодержащего шлама или цементного камня и снизить аварийность при эксплуатации скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 533 470 C2

1. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, включающий 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, отличающийся тем, что осуществляют сборку тампонирующего равнопроходного пакера, ствол которого образован экранирующими уплотняющими элементами (эластомерами) и верхними и нижними герметизирующими элементами (эластомерами) с общей длиной ствола, превышающей 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что спуск тампонируемого пакера осуществляют в комплексе со скважинным насосным оборудованием, с установкой пакера в компоновку спускаемого оборудования промежуточным звеном.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2014 года RU2533470C2

ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА ШАРИФОВА ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ НЕРАБОЧЕГО ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ИЛИ НЕГЕРМЕТИЧНОГО УЧАСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ 2009
  • Шарифов Махир Зафар Оглы
RU2387802C1
ПАКЕР ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ДВУХСТОРОННЕГО ДЕЙСТВИЯ 2001
  • Тихонов О.В.
  • Емелин Н.А.
  • Драчук В.Р.
  • Ефремов В.Ф.
RU2208127C1
Аппарат для сортирования корреспонденции 1934
  • Маслеников Б.В.
  • Юрьев Н.В.
SU45450A1
КОММУТАТОР ДЛЯ ПРЕРЫВАНИЯ ТОКА В ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНО СОЕДИНЕННЫХ ПРИЕМНИКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА 1922
  • Павловский С.М.
SU550A1
УПЛОТНИТЕЛЬНЫЙ УЗЕЛ ПАКЕРА 2004
  • Шарохин Александр Викторович
RU2278241C2
US 4279306 A, 27.07.1981

RU 2 533 470 C2

Авторы

Роговой Александр Николаевич

Кутузов Сергей Юрьевич

Даты

2014-11-20Публикация

2012-11-20Подача