Способ определения герметичности пакеров Российский патент 2023 года по МПК E21B47/11 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а именно - негерметичности изолирующего элемента скважины (пакера).

Известен (RU, патент 2235193, опубл. 27.08.2004) способ эксплуатации скважины, включающий гамма-каротаж, проведение контрольных гамма-каротажей, сопоставление их друг с другом, выявление нарушений и их ремонт, причем при нарушении обсадной колонны ниже уровня жидкости в скважине в качестве радиоизотопа при гамма-каротажах используют радиоактивные элементы породы, при сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривых, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины, при этом нарушение обсадной колонны определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривых гамма-каротажа, за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, а интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой.

Известный способ не обладает достаточной достоверностью обнаружения нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины из-за скапливания радиоактивных изотопов на муфтах колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны.

Известен (RU, заявка 2008132635, опубл. 20.02.2010) способ исследования негерметичности в скважинах с пакерами, включающий спуск в каждую нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину на колонне труб, без или с заглушенным концом, соответствующей подземной компоновки с одним или несколькими пакерами, по меньшей мере, между пластами, без или с разъединителем колонны труб, ниппелем, одной или несколькими скважинными камерами и/или устройствами для размещения эксцентрично в каждом из них съемного или стационарного клапана, регулятора, штуцера, кабельного или без кабельного измерительного прибора или преобразователя с передатчиком давления, без или с температурой, и проверку на герметичность колонны труб с подземной компоновкой, причем устанавливают на устье или внутри каждой скважины один или несколько съемных или стационарных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками давления, в соответствующих скважинных камерах или устройствах, которые располагают на глубине выше и/или ниже каждого пакера, при этом во время или после монтажа подземной компоновки, а также при работе скважины, регистрируют информацию, по меньшей мере, давление -затрубное или забойное над и под каждым пакером перед, во время и после, раздельной или одновременной посадки пакеров, и/или при временной или постоянной закачке воды или добыче флюида, по крайней мере, по одному пласту, при разобщенных от полости колонны труб другого или других пластов, на основе которой получают динамику замеренных давлений на поверхности скважины либо из съемных измерительных приборов, после их извлечения из скважины с помощью канатной техники, либо из стационарных измерительных приборов через кабель, либо из автономного или неавтономного приемника, принимающего информацию от стационарных передатчиков преобразователей, затем сравнивают их значения между собой и определяют по темпу изменения давления выше и ниже пакеров отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающей вследствие негерметичности пакера или пакеров, или труб, или цементного моста в заколонном пространстве, или же наличии межпластового перетока.

Известный способ не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины.

Известен (RU, патент 2527960, опубл. 10.09.2014) способ исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Недостатком известного технического решения следует признать его сложность.

Известен также (RU, патент 2705117, опубл. 05.11.2019) способ определения негерметичности пакеров, при реализации способа в состав пакера и/или на его внешнюю поверхность вводят метки-трассеры с возможностью выделения меток-трассеров из пакера при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность пакера.

Недостатком известного способа следует признать отсутствие информации о месте нахождении большей протечки, снизу или сверху изолирующего элемента.

Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.

Техническая проблема, решаемая использованием разработанного способа, состоит в получении достоверной полной информации о нарушении герметичности в скважине.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в определении правильности работы пакеров, которые влияют на эффективность добычи нефти и обводненность скважин.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения герметичности пакера. При реализации способа вблизи пакера устанавливают контейнер с маркерными частицами различного размера с возможностью выделения маркерных частиц из этого контейнера при прохождении скважинной жидкости в непосредственной близости контейнера, а на устье скважины берут пробы скважинной жидкости или проводятся замеры маркерных частиц напрямую в потоке скважинной жидкости, и по наличию маркерных частиц и их размерам определяют наличие негерметичностей и их размеры.

В предпочтительном варианте реализации используют маркерные частицы, входящие в состав вещества (матрицы), способного растворяться или разрушаться при контакте с водой, нефтью или газом.

Контейнер может быть установлен под пакером, над пакером, или между изолирующими элементами пакера.

Анализ маркерных частиц может быть произведен любым известным способом, зависящим от типа (природы) маркерных частиц. В частности, наиболее простым будет высаживание частиц на фильтровальную мембрану с последующим анализом их под микроскопом.

В некоторых вариантах реализации способа в различных контейнерах используют маркерные частицы - метки различной природы, что позволяет определить места негерметичности пакеров.

Маркерные частицы могут быть распределены по объему матрицы, предпочтительно растворимой в воде или в углеводородном растворителе. Матрица с маркерными частицами размещена в контейнере, выполненном с возможностью контакта размещенной в контейнере матрицы со скважинным флюидом, добываемом из скважины. В одном из вариантов реализации разработанного способа для каждого межпакерного пространства использованы контейнеры с характерными метками - частицами. Это позволяет по результатам анализа маркерных частиц, выделенных на устье скважины, определить в каком пакере произошло нарушение герметичности и его размер.

При размещении контейнера под пакером, в случае нарушения герметичности пакера, он пропустит вымытые из матрицы частицы - маркеры, которые с потоком скважинного флюида будут поступать в добывающую трубу и на устье скважины.

При размещении контейнера над пакером, в случае нарушения герметичности, пакер пропустит жидкость, которая вымоет из матрицы частицы - маркеры, которые с потоком скважинного флюида будут поступать в добывающую трубу и на устье скважины.

При размещении контейнера между изолирующими элементами пакера, в случае нарушения герметичности, вначале только одна из частей пакера пропустит жидкость, которая вымоет из матрицы частицы - маркеры, которые впоследствии пройдут черед вторую часть пакера и с потоком скважинного флюида будут поступать в добывающую трубу и на устье скважины.

Способ иллюстрирован следующими примерами реализации.

1. При спуске и установке пяти пакеров в скважину, перед каждым пакером устанавливают камеры со смесью частиц со средним размером 10, 20, 30, 40 и 50 мкм различной природы в качестве трассера или маркера. После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера и природы. В случае нарушения герметичности пакера в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных перед каждым пакером. Анализ позволяет определить по размеру и природе частиц в каком пакере произошла разгерметизация и каковы ее размеры

2. При спуске и установке пяти пакеров в скважину, после изолирующего элемента (пакера) устанавливают камеры (контейнеры) со смесью частиц со средним размером 10, 20, 30, 40 и 50 мкм различной природы в качестве трассера или маркера. После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера и природы. В случае нарушения герметичности пакера в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных после каждого изолирующего элемента. При возможности сравнения результатов с предыдущим вариантом установки камеры с маркерами перед изолирующим элементом, возможно дополнительное получение информации о перетоке флюида по пласту.

3. При спуске и установке пяти пакеров в скважину, между изолирующими элементами устанавливают камеры со смесью частиц со средним размером 10, 20, 30, 40 и 50 мкм различной природы в качестве трассера или маркера. После запуска скважины в работу, на устье скважины берут пробы жидкости и проводят исследования на наличие частиц разного размера. В случае нарушения герметичности пакерас любой из сторон, в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие частиц, выделившихся из камер, установленных между изолирующими элементами. Их анализ позволяет получить информацию о месте и размерах разгерметизации

При эксплуатации скважины часто используют пакерный мост, составленный из набухающих пакеров с системой маркерного контроля их герметичности.

При выявлении интервалов прорыва воды и газа в скважину (в эксплуатационную колонну или хвостовик) спускают компоновку с двумя пакерами, отсекающими выявленный интервал прорыва воды или газа.

Набухающие пакер представляет собой техническое устройство, выполненное из эластомера, способного разбухать при взаимодействии с водой, нефтью, газом или гибридной средой, тем самым отсекать затрубное пространство и изолировать интервал поступления нежелательного флюида.

В данной компоновке используют контейнер с маркерными элементами. При этом устанавливают контейнеры со смесью частиц -маркеров со средним размером 10, 20, 30, 40 и 50 мкм, размещая их между пакерными элементами Маркеры позволяют определить наличие негерметичности пакера и ее размеры в процессе эксплуатации.

При прохождении флюида через пакеры из контейнера выделяются маркеры, наличие которых и их размеры можно определить в пробах скважинной жидкости, взятой на поверхности.

В результате отбора проб и анализа скважинной жидкости определяется герметичность пакерного моста, а также размеры негерметичности.

Разработанный способ так же может быть реализован с использованием селективных самоуплотняющихся манжетных пакеров (Cup - to - Packer) с маркерным контролем герметичности (кап-пакер).

Данные кап-пакеры используются для изоляция зоны проведения гидравлического разрыва пласта. Активация кап-пакеров происходит за счет давления на специальные чаши многоразового действия.

Однако в последнее время данные селективные пакеры используют при изоляции зоны прорыва воды или газа в горизонтальном участке скважины.

Недостатком данного пакера является его негерметичность при недостаточном давлении на чашу и, как следствие, неуспешность геолого-технического мероприятия.

Для решения задачи определения герметичности, компоновку оснащают компоновку маркерным узлом контроля герметичности, представляющим собой контейнер с маркерными частицами различного размера, выполненный с возможностью выделения маркерных частиц из этого контейнера при прохождении скважинной жидкости в непосредственной близости от контейнера.

В процессе самоуплотнения и изоляции зоны прорыва воды или газа из контейнера выделяются маркерные частицы. В результате отбора проб и анализа наличия данного маркера в скважинной жидкости определяется герметичность пакерного моста.

Внедрение данной технологии позволит с успешностью выполнить необходимые работы без риска получения прорыва воды или газа.

Двухпакерную компоновку спускают в скважину, в том числе, для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны или отсечения интервала пласта с поступлением нецелевого флюида. Двухпакерную компоновку комплектуют охарактеризованным ранее маркерным узлом. Анализируя скважинную жидкость на устье скважины определяют наличие негерметичности пакеров и ее размеры.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений герметичности изолирующего элемента скважины (пакера). Техническим результатом является повышение точности определения параметров нарушения герметичности пакера в скважине. Заявлен способ определения герметичности пакеров, в котором осуществляют установку между изолирующими частями пакера контейнера с маркерными частицами различного размера с возможностью выделения маркерных частиц из этого контейнера при прохождении скважинной жидкости в непосредственной близости от него, а на устье скважины берут пробы скважинной жидкости или проводят замеры маркерных частиц напрямую в потоке скважинной жидкости и по наличию маркерных частиц и их размерам определяют наличие негерметичностей и их размеры. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ определения герметичности пакеров, характеризующийся тем, что между изолирующими частями пакера устанавливают контейнер с маркерными частицами различного размера с возможностью выделения маркерных частиц из этого контейнера при прохождении скважинной жидкости в непосредственной близости от контейнера, а на устье скважины берут пробы скважинной жидкости или проводят замеры маркерных частиц напрямую в потоке скважинной жидкости и по наличию маркерных частиц и их размерам определяют наличие негерметичностей и их размеры.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в различных контейнерах используют маркерные частицы - метки различной природы.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют маркеры, входящие в состав вещества, способного растворяться или разрушаться при контакте с водой, нефтью или газом.