ДВУХПАКЕРНАЯ КОМПОНОВКА ДЛЯ ПЕРЕКРЫТИЯ НЕГЕРМЕТИЧНЫХ УЧАСТКОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2020 года по МПК E21B33/12 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к устройствам для проведения ремонтно-изоляционных работ и отключения пластов в скважинах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известно устройство для герметизации обсадной колонны (патент RU №2236550, МПК Е21В 29/10, опубл. 20.09.2004, бюл. №26), включающее пластырь в виде цилиндрического металлического патрубка, гидравлический посадочный инструмент, представляющий собой трехцилиндровый гидростатический привод, и расширяющую оправку, имеющую форму усеченного конуса; по концам пластыря в кольцевых цилиндрических канавках, выполненных в нем, размещены эластичные уплотнители, а гидравлический посадочный инструмент снабжен гидравлическим якорем.

Основным недостатком данной конструкции является невозможность герметизации значительных по протяженности повреждений обсадной колонны, или нескольких участков негерметичности, расположенных на значительном расстоянии друг от друга. Кроме того, большое количество сложных сопрягаемых прецизионных деталей гидроцилиндров приводит к удорожанию и снижению надежности всей конструкции. И наконец, пластырь (по сути пакер-гильза) является неизвлекаемым элементом.

Известна двухпакерная компоновка, описанная в способе герметизации эксплуатационной колонны скважины по патенту RU 2509873 С1, МПК Е21В 33/122(2006.01), опубл. 20.03.2014, бюл. №8. Устройство содержит верхний и нижний пакеры, соединенные между собой колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), длина которой определяется протяженностью интервала негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК) скважины. Установка пакеров производится гидравлическим посадочным инструментом.

Основным недостатком описанного устройства является негарантированная герметичная посадка верхнего или нижнего пакера, из-за которой приходится срывать оба пакера и извлекать всю установку из скважины на ревизию (см. описание к патенту).

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения (прототипом) является растворимая мостовая пробка, раскрытая в описании к патенту RU 2553717 С2, МПК Е21В 33/12 (2006.01), опубл. 20.06.2015, бюл. №17.

Известная из наиболее близкого аналога растворимая мостовая пробка представляет собой мостовой пакер, содержащий оправку, на которой собраны трубчатый корпус с наружными кольцевыми уплотнителями и шлипсами с зубчатыми насечками. При установке пробки кольцевые уплотнители и шлипсы расширяются в радиальном направлении. Уплотнители герметично перекрывают ЭК, а шлипсы осуществляют якорение устройства в ней. Кольцевые уплотнители могут быть выполнены из эластомера, а корпус, с целью облегчения предстоящего разбуривания, может быть выполнен из полимера или стекловолокна. Оправка и шлипсы с зубчатыми насечками изготавливаются из сплава на основе химически активного металла, например, кальция, магния или алюминия с добавлением легирующих элементов, таких как цинк, индий, галлий или висмут. Такие сплавы при прямом контакте с агрессивными скважинными реагентами, например, при закачке в скважину жидкости для гидроразрыва пласта (ГРП), могут частично растворяться, что позволяет значительно снизить энергоемкость и трудозатраты при разбуривании пробки, особенно на наклонно-направленных и горизонтальных участках скважин.

К недостаткам известного из наиболее близкого аналога устройства следует отнести его изначальную ориентированность на работы, связанные только с ГРП или с перфорированием ЭК, что резко ограничивает сферу его применения. Кроме того, полного растворения частей пробки не происходит; ее удаление из скважины все-таки не исключает операции разбуривания.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Задача заявляемого изобретения состоит в разработке двухпакерной компоновки для перекрытия участков негерметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин и в повышении надежности работы устройства в целом.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности работы устройства за счет того, что исключается возможность гидроудара в момент завершения процесса радиального расширения верхнего пакера компоновки. Указанный технический результат достигается тем, что в верхней части трубчатого корпуса верхнего пакера выполнены равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия, способствующие плавному, без гидроудара, снижению давления нагнетаемой жидкости при завершении процесса расширения и выхода расширяющей оправки-поршня.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:

Фиг. 1 - частичный продольный разрез с разнесенными деталями и узлами двухпакерной установки для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин:

1 - верхний пакер; 2 - нижний гидравлический пакер; 3 - расширяющая оправка-поршень; 4 - соединительный (транспортный) переводник; 5 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ-73); 6 - колонна НКТ (НКТ-102); 7 - соединительный патрубок; 8 - извлекаемая заглушка; 9 - опрессовочный переводник; 10 - колонна НКТ (НКТ-102);

Фиг. 2 - вид А на фиг.1 в масштабе увеличения:11 - трубчатый корпус верхнего пакера; 12 - кольцевые уплотнительные элементы.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин содержит верхний (1) и нижний гидравлический (2) пакеры, соединенные колонной НКТ (6) с наружным диаметром, например, 102 мм (фиг. 1). Верхний пакер (1) выполнен в виде тонкостенной гильзы, которая может быть изготовлена из малоуглеродистых низколегированных марок сталей, имеющих вязко-пластичные характеристики, например, 09Г2С. На наружной поверхности трубчатого корпуса верхнего пакера (11) расположены кольцевые уплотнительные элементы (12), причем последние частично утоплены в кольцевые проточки (фиг. 2). Кольцевые уплотнительные элементы (12) могут быть изготовлены из более пластичного, чем стальной трубчатый корпус верхнего пакера (11), сплава на основе химически активного металла, например, алюминия, кальция или магния с легирующими элементами, такими как цинк, индий, галлий или висмут. Такие сплавы могут частично растворяться под воздействием скважинных реагентов, например, в кислотных растворах для ГРП. Внутри трубчатого корпуса верхнего пакера (11) расположена расширяющая оправка-поршень (3), которая при помощи соединительного (транспортного) переводника (4) свинчена с колонной НКТ (5), имеющей наружный диаметр, например, 73 мм и протяженность - до устья скважины (фиг. 2). Длина колонны НКТ (6) определяется длиной участка негерметичности ЭК (на рисунках не показана). В верхней части трубчатого корпуса верхнего пакера (11) имеются расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия «Б» (фиг. 2), предназначенные для плавного стравливания давления нагнетаемой жидкости при выходе расширяющей оправки-поршня (3) из верхнего пакера (1). Нижний гидравлический пакер (2) через соединительный патрубок (7) свинчен с опрессовочным переводником (9) и колонной НКТ (10) со скважинным насосом (не показан). В опрессовочный переводник (9) заранее помещена извлекаемая заглушка (8), предназначенная для создания давления нагнетаемой жидкости при установке обоих пакеров.

Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин работает следующим образом.

Выполняется очистка стенок ЭК, промывка скважины до выхода чистого раствора глушения. Затем устройство спускают в скважину на колонне НКТ-73 (5), до тех пор, пока дефектный участок ЭК (не показан) не окажется в интервале между верхним (1) и нижним (2) пакерами. Затем начинают посадку нижнего гидравлического пакера (2) путем нагнетания через колонны НКТ (5) и (6) рабочей жидкости, например, жидкости глушения, при этом извлекаемая заглушка (8) садится в седло опрессовочного переводника (9), за счет чего поднимается давление в интервале значений 10…20 Мпа. После достижения порогового значения давления порядка 20 Мпа и посадки нижнего гидравлического пакера (2) начинает движение вверх расширяющая оправка-поршень (3), производя радиальное расширение трубчатого корпуса верхнего пакера (11) и его герметичную посадку в ЭК за счет деформации кольцевых уплотнительных элементов (12). Поскольку последние имеют более пластичную структуру, чем материал, из которого изготовлен трубчатый корпус верхнего пакера (11), и расположены они в кольцевых проточках этого корпуса (фиг 2), их деформация в осевом направлении ограничена проточками, поэтому уплотнение и посадка верхнего пакера (1) происходит более эффективно и гарантированно. При выходе расширяющей оправки-поршня (3) из трубчатого корпуса верхнего пакера (11) давление нагнетаемой жидкости плавно, без гидроудара, стравливается за счет щелеобразных отверстий «Б» (фиг. 2), что снижает риск разрыва гидролиний и повышает надежность устройства в целом. Падение давления на манометре и появление циркуляционного движения жидкости глушения будет означать, что расширяемая оправка-поршень (3) вышла из верхнего пакера (1). Затем расширяемую оправку-поршень (3) вместе с колонной НКТ (5) поднимают из скважины. Для контроля герметичности посадки верхнего пакера (1) и части эксплуатационной колонны выполняется опрессовка давлением 9…10 МПа. Для удаления извлекаемой заглушки (8) применяется инструмент со специальным ловителем. Далее скважину запускают в эксплуатацию. После решения задач по повышению дебита скважины и завершения срока службы устройства производится его распакеровка, при этом для нижнего пакера (2) она производится известным способом, а для срыва верхнего пакера (1) в интервал установки двухпакерной установки закачивается специальный реагент, например, скважинная жидкость для ГРП, содержащая, например, соляную кислоту, под действием которой происходит частичное растворение кольцевых уплотнительных элементов (12) и ослабление посадки верхнего пакера (1). Для ускорения и облегчения срыва последнего возможно закачивание в скважину нефти в качестве смазки, в результате чего резко снижается усилие срыва верхнего пакера (1).

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить двухпакерную компоновку для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин, которая увеличивает надежность и эффективность работы. Устройство при этом имеет достаточно простую конструкцию, а технология работ с ним легко осуществима.

Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.

Изобретение относится к двухпакерной компоновке для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин содержит верхний пакер, который включает расположенные на наружной поверхности трубчатого корпуса кольцевые уплотнительные элементы, выполненные из сплава на основе химически активного металла. Указанный металл может быть растворим в жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей кислоту. Трубчатый корпус верхнего пакера имеет равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин, верхний пакер которой включает расположенные на наружной поверхности трубчатого корпуса кольцевые уплотнительные элементы, выполненные из сплава на основе химически активного металла, растворимого в скважинных реагентах, например, в жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей кислоту, отличающаяся тем, что с целью повышения надежности устройства трубчатый корпус верхнего пакера имеет равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия.

2. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что трубчатый корпус верхнего пакера выполнен в виде тонкостенной гильзы с возможностью радиального расширения.

3. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что с целью облегчения процесса распакеровки кольцевые уплотнения верхнего пакера выполнены из более пластичного, чем материал трубчатого корпуса, сплава на основе химически активного металла, растворимого в скважинных жидкостях, содержащих кислотные реагенты.

4. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что кольцевые уплотнения верхнего пакера расположены в проточках, выполненных на наружной поверхности трубчатого корпуса последнего.