Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины Российский патент 2020 года по МПК E21B33/10 

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.

Изобретение относится к способу изоляции негерметичности многозабойной скважины и позволяет повысить эффективность работы скважинного насосного оборудования эксплуатации добывающих скважин, изолируя все интервалы 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. Способ 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. При этом 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. 4 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины, включающий 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 кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности, отличается тем, что дополнительно устанавливают на НКТ под пакером электронасос с погружным электродвигателем, многозабойная скважина представляет собой скважину с основным стволом, состоящим из колонны обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой ствол, состоящим из колонны 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 электронасоса 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно устанавливают на НКТ и осуществляют спуск на НКТ по меньшей мере один дополнительный пакер с кабельным вводом или без кабельного ввода, который устанавливают над или под пакером и над электронасосом с погружным электродвигателем.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительный пакер устанавливают выше верхнего интервала негерметичности.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное расстояние составляет от нескольких миллиметров до сотен метров.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное расстояние определяют по данным геофизических или промысловых исследований многозабойной скважины.