СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННОГО НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ Российский патент 2016 года по МПК E21B33/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.

Известен способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины. Устройство включает в себя набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник. При этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Способ регулирования скважинного инструмента включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины и воздействие на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника (патент РФ №2495225, кл. Е21В 33/12, опубл. 10.10.2013).

Известен способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. В качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение. Предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. После установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия (патент РФ №2531416, кл. E21B 33/00, опубл. 20.10.2014).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, при этом при спуске и установке скважинное оборудование центрируют, а при замене скважинной жидкости закручивают поток жидкости вдоль пакера (WO 2008/020226 А1, 21.02.2008 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая изолирующая способность пакера особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.

В предложенном изобретении решается задача повышения изолирующей способности пакера.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающем установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, согласно изобретению после замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера.

Сущность изобретения

Общим недостатком известных водонабухающих пакеров является невысокая изолирующая способность пакера особенно в наклонных и горизонтальных скважинах. Это обусловлено тем, что даже в вертикальных скважинах пакер касается одной стороной стенки скважины. Контакт с водой, вызывающей набухание, осуществляется преимущественно с противоположной стороны. Пакер набухает однобоко, преимущественно с одной стороны. Расстояние от корпуса пакера до стенки скважины оказывается равным удвоенному зазору между пакером и стенкой. Прижатие набухающего полимера к стенкам скважины оказывается разным. При больших перепадах давления перед и после пакера такого прижатия оказывается недостаточно для разобщения или изоляции интервалов скважины. Особенно этот недостаток проявляется в горизонтальных скважинах, где пакер лежит на стенке скважины. В процессе спуска пакера в скважину происходит страгивание с места и скольжение упорных колец и уплотнительного элемента вдоль корпуса пакера, возможно полное разрушение уплотнительного элемента пакера. Возникает переток жидкости не только вдоль стенки скважины, но и вдоль корпуса пакера. Изолирующая способность пакера снижается. В предложенном изобретении решается задача повышения изолирующей способности пакера. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования производят установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. Как правило, пакер набухает или в углеводородной жидкости, например, нефти, или в пресной воде и очень медленно в пластовой высокоминерализованной воде. Если пакер набухает в воде, то перед спуском пакера скважину заполняют нефтью. Если пакер набухает в нефти, то перед спуском пакера скважину заполняют водой. Спуск пакера и скважинного оборудования в скважину, заполненную жидкостью, в которой пакер не набухает или набухает медленно, способствует предотвращению преждевременного набухания и установки пакера в скважине в незапланированном месте.

При спуске и установке скважинное оборудование центрируют, для чего перед и после пакера устанавливают центраторы-турбулизаторы.

Центраторы-турбулизаторы представляют собой центрирующий элемент с несколькими внешними лопастями в количестве 3-5 штук на окружности с углом наклона лопастей 35-40° к оси корпуса. Отношение высоты лопасти к диаметру корпуса 0,35-0,45. Центраторы-турбулизаторы центрируют расположение корпуса пакера относительно стенок скважины. В процессе замещения пресной водой центраторы-турбулизаторы создают турбулентный режим течения жидкостей, увеличивая степень замещения скважинной жидкости водой в зазоре между уплотнительным элементом и стенкой скважины, тем самым увеличивая скорость и степень набухания водонабухающего пакера.

Пакер быстро набухает в пресной воде и медленно набухает в минерализованной воде. При замене в скважине пресной воды на минерализованную активация набухания пакера в пресной воде способствует более быстрому набуханию в воде высокой минерализации. Такой способ установки и активации водонабухающего пакера обеспечивает работоспособность пакера в пластовых водах с любой степенью минерализации.

Пакер собирают следующим образом.

На фиг. 1 представлен заявленный пакер в сборе перед спуском его в скважину. На фиг. 2 представлен пакер в разрезе без центраторов-турбулизаторов.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - корпус, 2 - упорные кольца, 3 - уплотнительный элемент из водонабухающего полимера; 4 - центраторы-турбулизаторы.

На фиг. 2 приняты следующие обозначения: 5 - цанговый фиксатор, 6 - обжимное кольцо, 7 - канавка, 8 - отверстия с резьбой, 9 - винт; 10 - насечки; 11 - разрезы.

Пакер собирают следующим образом.

На корпусе 1 размещают упорные кольца 2, вворачивают в отверстия 8 винты 9 до закрепления упорных колец 2 на корпусе 1. Укладывают на корпус 1 уплотнительный элемент 3 с размещением его части в канавке 7. На цанговые фиксаторы 5 надвигают обжимные кольца 6. На внутренней части цангового фиксатора имеются поперечные насечки 10 и продольные разрезы 11. Насечки 10 способствуют зацеплению элементов цанги за тело корпуса 1, за счет продольных разрезов 11 происходит плотное прижатие к корпусу 1.

Скважину заполняют жидкостью, в которой пакер не набухает.

Пакер спускают в скважину на колонне обсадных или насосно-компрессорных труб в заданный интервал. После спуска оборудования в скважину производят замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает. Проводят технологическую выдержку для набухания пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. При замене скважинной жидкости посредством центраторов-турбулизаторов создают турбулентный поток жидкости в интервале установки пакера. Это способствует вытеснению из узкого зазора между пакером и стенкой скважины скважинной жидкости, которая может иметь повышенную вязкость, например, бурового раствора, вязкой нефти, вязкой нефтяной эмульсии, асфальтосмолопарафиновых отложений на стенках скважины и т.п.

Для лучшей замены скважинной жидкости в зазоре между пакером и стенкой скважины после замены скважинной жидкости выполняют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока вдоль пакера, например, организуют прямую и обратную промывку в интервале установки пакера. Закручивание или завихрение потока происходит за счет центраторов-турбулизаторов.

В результате удается надежно запакероваться в необходимом интервале скважины.

Пример конкретного выполнения

Изолируют водонабухающим пакером интервал обводнения нефтедобывающей скважины в необсаженном горизонтальном стволе, расположенный на глубине 1520-1662 м - «носочная» часть горизонтального ствола скважины. Из скважины поднимают глубинно-насосное оборудование. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины. При открытой затрубной задвижке по колонне насосно-компрессорных труб прокачивают нефть в объеме скважины. Контроль ведут по наличию воды в нефти, выливающейся из затрубья в желобную емкость около скважины. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. На устье скважины собирают компоновку, состоящую из башмака, обсадных труб, патрубка с нижним центратором-турбулизатором, водонабухающего пакера согласно фиг. 1 и 2, патрубка с верхним центратором-турбулизатором, скважинного фильтра на обсадной трубе, колонны обсадных труб. За счет центраторов-турбулизаторов при спуске и установке скважинное оборудование центрируют. Спускают компоновку в скважину. По достижении забоя при открытой затрубной задвижке по колонне прокачивают пресную воду до выхода «чистой» воды из затрубья в желобную емкость около скважины. При этом при замещении скважинной жидкости за счет центраторов-турбулизаторов поток жидкости закручивается в интервалах установки пакеров. После замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока вдоль пакера путем прямой промывки прокачкой воды по колонне труб с выходом через затрубное пространство и обратной промывки путем прокачки воды по затрубному пространству с выходом воды из колонны труб. Проводят технологическую выдержку в течение 10 суток для набухания пакера. В колонну спускают на штангах насос и запускают скважину в эксплуатацию. В результате обводненность добываемой продукции снизилась с 80 до 58%.

В результате постановки пакера удается надежно изолировать интервал скважины.

Применение предложенного изобретения позволит решить задачу повышения изолирующей способности пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования. Техническим результатом является повышение изолирующей способности пакера. Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования включает установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. После замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера. 2 ил.

Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, отличающийся тем, что после замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера.