Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта Российский патент 2024 года по МПК E21B23/06 E21B33/12 

Изобретение относится нефте-газодобывающей промышленности, а именно к способам герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и может быть применено на скважинах, где планируется спуск электроприводного центробежного насоса (ЭЦН), спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) или ремонтно-изоляционные работы (РИР), где требуется постановка на скважину бригады капитального ремонта скважины (КРС).

Известен способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонны выше и ниже интервала нарушения герметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, а затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервала нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, после чего производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту (патент RU №2507376, кл. Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014).

Однако данный способ имеет ряд недостатков, что связано с тем, что возникает необходимость блокировки продуктивного пласта самораспадающимся гелем, снижающим коллекторские свойства продуктивного пласта после самораспада, что выражается в снижении возможностей скважины по добыче, т.е. в снижении дебита продукции и кроме того, имеет место длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с закачкой в пласт самораспадающегося геля, одновременной посадкой двух пакеров и поочередной проверкой их на герметичность.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации скважины после МГРП, заключающийся в том, что производят спуск в скважину с избыточным давлением пакера и его распакеровку. (патент CN №115653560. кл. Е21В 33/12. опубл. 31.01.2023).

Однако данный способ не позволяет проводить с помощью пакера как разобщение надпакерного и подпакерного пространства скважины, так и восстановление сообщения с продуктивным пластом надпакерного пространства скважины, что сужает возможности данного способа герметизации скважины.

Технической проблемой, решаемой в изобретении, является преодоление выявленных в известных способах герметизации скважин после МГРП недостатков.

Технический результат заключается в: сокращении времени ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защите вскрытого продуктивного пласта от кольматации и повышении безопасности проводимых работ.

Техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что производят спуск в заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) при избыточном давлении на устье скважины пакера и его распакеровку, при этом спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ), причем пакер выполнен с проходным каналом и снабжен в нижней части разрывным узлом, включающим установленную на срезных штифтах перекрывающую проходной канал пакера пробку для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстановления сообщения надпакерного пространства скважины с продуктивным пластом, при этом пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт при работе на грузонесущем геофизическом кабеле или по измерителю длины труб при работе на ГНКТ, после этого производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, после чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера, требуемого для разрушения разрывного узла пакера со сбросом;, в скважину пробки и таким образом обеспечивают сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интерватом скважины через проходной канал пакера.

В ходе проведения научно исследовательской работы было выявлено, что представляется возможность спуска в скважину и инициирование узлов сборки оборудования как по геофизическому кабелю, так и на ГНКТ с возможностью передачи различных кодированных электрических импульсов-команд для установки и отсоединения пакера от посадочного инструмента, причем представляется возможным произвести установку пакера за одну спускоподъемную операцию. Более того, представляется возможным провести все вышеуказанные технологические операции без проведения распакеровки пакера и обязательной закачки в скважину более тяжелой жидкости глушения скважины, что в конечном итоге позволяет достигнуть возможности: сократить время ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защитить вскрытый продуктивный пласт от кольматации и повысить безопасность работ при реализации описываемого способа герметизации.

На фиг. 1 показана компоновка оборудования для герметизации скважины (при работе на грузонесущем геофизическом кабеле).

На фиг. 2 показан интервал позиционирования и установки пакера в скважине для отсечения продуктивного интервала скважины.

На фиг. 3 показана операция по извлечению компоновки без пакера из скважины.

На фиг. 4 показана операция разрушения разрывного узла пакера и восстановления сообщения с отсеченным подпакерным интервалом скважины через внутренний проходной канал пакера и с операцией установки ЭЦН.

Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта заключается в том, что в начале в скважину в заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) с избыточным давлением на устье производят спуск компоновки (см. фиг.1), включающей последовательно соединенные между собой снизу вверх пакер 1, посадочный инструмент 2, секцию-груз 3, магнитный локатор муфт 4 и кабельный наконечник 5 для соединения с грузонесущим геофизическим кабелем 6 или ГНКТ (на чертеже не показана).

При необходимости предварительно в случае наличия механических отложений в скважине до интервала установки пакера может быть проведено шаблонирование скважины с привязкой по локатору муфт 4.

Пакер 1 выполнен в нижней части с разрывным узлом 12, включающим установленную на срезных штифтах пробку 14 для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстанавливать сообщение с продуктивным пластом надпакерного пространства скважины.

На вертикальном участке скважины спуск производят под собственным весом, а после захода в наклонный или горизонтальный участок включают насос (не показан на чертежах) для подачи технологической жидкости с расходом от 0,5 до 1,8 м³/мин для прокачки компоновки оборудования до места установки пакера 1.

Пакер 1 устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала 7 установки электроприводного центробежного насоса 13 или устанавливают пакер 1 ниже узла подвески 9 хвостовика 8 комбинированной эксплуатационной колонны 10 и 11, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт 4 при работе на грузонесущем геофизическом кабеле 6 или по измерителю длины труб (не показан на чертеже) при работе на ГНКТ, при этом скважина заполнена жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) при избыточном давлении на устье скважины.

После этого производят активацию посадочного инструмента 2 для установки пакера 1 с последующей его отстыковкой от компоновки (см. фиг. 3) и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, с последующим снижением избыточного давления на устье скважины до атмосферного давления.

Далее производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН 13, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера 1, требуемого для разрушения разрывного узла 12 пакера 1 со сбросом пробки в скважину и таким образом восстанавливают сообщение надпакерного пространства скважины с отсеченным подпакерным интервалом 7 скважины через внутренний проходной канал пакера 1.

Таким образом, раскрытая выше последовательность технологических операций позволяет достигнуть вышеуказанный технический результат и решить выявленные технические проблемы.

Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) включает спуск пакера в скважину, заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта, при избыточном давлении на устье скважины и его дальнейшую распакеровку в скважине. Спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (НКТ). Пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны. Далее производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины. После чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН. Далее осуществляют подачу технологической жидкости в скважину с созданием повышенного давления для разрушения разрывного узла пакера со сбросом в скважину пробки, что обеспечивает сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интервалом скважины через проходной канал пакера. Обеспечиваются сокращение времени ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защита вскрытого продуктивного пласта от кольматации и повышение безопасности работ. 4 ил.

Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что производят спуск пакера в скважину, заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта, при избыточном давлении на устье скважины и его дальнейшую распакеровку в скважине, отличающийся тем, что спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (НКТ), причем пакер выполнен с проходным каналом и снабжен в нижней части разрывным узлом, включающим установленную на срезных штифтах перекрывающую проходной канал пакера пробку для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстановления сообщения надпакерного пространства скважины с продуктивным пластом, при этом пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт при работе на грузонесущем геофизическом кабеле или по измерителю длины труб при работе на гибкой НКТ, при этом, после этого производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, после чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера, требуемого для разрушения разрывного узла пакера со сбросом в скважину пробки, и таким образом обеспечивают сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интервалом скважины через проходной канал пакера.