Способ изоляции заколонных перетоков в скважине Российский патент 2025 года по МПК E21B33/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважине.

Известен способ разобщения горизонтальной скважины на отдельные участки (патент RU № 2564321, МПК E21B 33/10, опубл. 27.09.2015 Бюл. № 27), включающий определение геофизическими исследованиями длины и расположения зон разобщения, спуск на колонне труб профильных разробщителей с цилиндрическими концами, каждый из которых размещен между верхним и нижним упорами, причем расстояние между разобщителями выбирают согласно расположению и длинам зон разобщения, создание внутри разобщителей избыточного давления для их предварительного выправления и фиксации в интервале установки, окончательное расширение разобщителей механическими устройствами, причем окончательное расширение производят сверху вниз роликовым развальцевателем с регулируемым диаметром, а перед спуском в разобщители с двух сторон герметично вставляют верхний и нижний упоры, наружный диаметр которых на 2-3% меньше внутреннего диаметра цилиндрических концов разобщителей, на профильной части которых размещают уплотнительные элементы так, чтобы при расширении разобщителя развальцевателем не происходило перекрытие по длине уплотнительных элементов для герметизации внутреннего пространства скважины, причем в средней профильной части разобщителя располагают уплотнительные элементы из более твердого и износостойкого материала.

Основным недостатком данного способа является узкая область применения из-за возможности работы только в открытых стволах для изоляции водопроявляющих пластов и/или пропластков по всей их длине.

Известен способ изоляции заколонных перетоков в скважине (патент RU № 2713279, E21B 43/16, E21B 33/12, опубл. 04.02.2020), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями определяют выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки, в интервале которых производят вырезку участка обсадной колонны, компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны, при этом между пакерами располагают перфорированный патрубок, а водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности изоляции водопритоков только с одной стороны от продуктивного пласта и длительная технологическая выдержка (от 5 до 20 дней) до полного набухания пакера, что приводит большим непроизводственным потерям времени до начала эксплуатации скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU № 2570156, опубл. 10.12.2015), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины, отличающийся тем, что в скважине последовательно, начиная со стороны забоя, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщенной зоны, при этом вырезают участки обсадной колонны от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах, затем последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины спуском компоновки, состоящей из колонны бурильных труб с раздвижным расширителем на конце и шламоуловителем, установленным в составе колонны бурильных труб выше раздвижного расширителя, извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку в скважину на колонне труб и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку на колонне труб в обсадную колонну и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины.

Основным недостатком данного способа является длительная технологическая выдержка (14 дней) до полного набухания пакера, что приводит большим непроизводственным потерям времени до начала эксплуатации скважины.

Техническим результатом является создание способа изоляции заколонных перетоков в скважине, позволяющего производить эксплуатацию скважины сразу после установки водонефтенабухающего пакера и извлечения технологического оборудования.

Техническим решением является способ изоляции заколонных перетоков в скважине, включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером, состоящим из внутреннего патрубка и наружной водонефтенабухающей манжеты, установку водонефтенабухающего пакера напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией водонефтенабухающей манжетой.

Новым является то, что геофизическими исследованиями определяют интервалы, где происходят заколонные перетоки, в которых производят вырезку участка обсадной колонны, внутренний патрубок водонефтенабухающего пакера изготавливают в средней части в виде продольно гофрированного участка, длиной на 200-300 мм превосходящего соответствующий вырезанный участок обсадной колонны, а концевые участки – цилиндрическими длиной, достаточной для установки оборудования, предназначенного для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне, снаружи средней части по выступам – лучам патрубка – фиксируют водонефтенабухающую манжету толщиной 35-55 мм на среднем участке длиной, на 100-150 мм меньшей длины вырезанного участка обсадной колонны, и толщиной 3-10 мм – на одинаковых по длине концах, вырезание участка обсадной колонны производят длиной 1,5-8 м, изоляцию вырезанных участков обсадной колонны при наличии двух и более вырезов обсадной колонны производят последовательно снизу вверх, после спуска на колонне труб водонефтенабухающий пакер устанавливают в скважине так, чтобы средний участок водонефтенабухающей манжеты располагался напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера осуществляют при помощи расширения средней части патрубка избыточным давлением до прижатия к обсадной колонне с последующим окончательным прижатием патрубка по всей длине к обсадной колонне дорнированием или развальцовкой, после чего производят извлечение из скважины колонны труб вместе с оборудованием для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне и спуск следующего водонефтенабухающего пакера или технологического оборудования после установки последнего водонефтенабухающего пакера для эксплуатации скважины после спуска.

Новым является также то, что на наружной поверхности манжеты равномерно по периметру выполняют рядами по 4-8 глухие выборки глубиной 1,7-4,2 мм с шагом по высоте 100-150 мм.

Новым является также то, что при плотности воды 1,0-1,15 г/см³ выполняют по 4-6 глухих выборок в ряду с площадью поперечного сечения каждой глухой выборки 35-79 мм² с глубиной 1,7-3 мм.

Новым является также то, что при плотности воды 1,15-1,18 г/см³ выполняют по 6-8 глухих выборок в ряду с площадью поперечного сечения каждой глухой выборки 78-315 мм² с глубиной 2,6-4,2 мм.

На фиг. 1 показана схема установки водонефтенабухающего пакера в интервале заколонных перетоков.

На фиг. 2 изображен водонефтенабухающий пакер вид сбоку.

На фиг. 3 изображен разрез А-А с многолучевым продольно гофрированным патрубком водонефтенабухающего пакера.

На фиг. 4 изображен разрез А-А с двухлучевым продольно гофрированным патрубком водонефтенабухающего пакера.

На фиг. 5 изображен общий вид многолучевого продольно гофрированного патрубка водонефтенабухающего пакера.

На фиг. 6 изображен общий вид двухлучевого продольно гофрированного патрубка водонефтенабухающего пакера.

Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает в себя разбуривание месторождения скважинами 1 (фиг. 1), пересекающими пласт (не показан), состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон (не показаны), исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление (например, цементированием – не показано) обсадной колонны 2 с последующей перфорацией (не показана) пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Геофизическими исследованиями (ультразвуковыми, магниторезонансными, электромагнитными и/или т.п.) определяют интервалы, где происходят заколонные перетоки, в которых производят вырезку 3 участка обсадной колонны длиной L=1,5–8 м. Длину L каждого вскрытого участка заносят в паспорт к соответствующей скважине 1 с указанием интервала вскрытия. Длина вырезки 3 участка обсадной колонны L=1,5–8 м выбрана эмпирическим путем, так как менее 1,5 м не происходит качественной изоляции заколонных перетоков манжетой 4 водонефтенабухающего пакера 5, а свыше 8 м – приводит к кратному повышению расходов на изготовление и установку водонефтенабухающего пакера 5, так как требует дополнительного соединения его патрубков 6 и их установку в скважине 1. После чего в скважину 1 спускают установку с расширяемыми ножами (не показана) для расширения диаметра ствола скважины 1 и полного удаления цементного камня (отвердевшего цемента), по трещинам которого происходят заколонные перетоки. Для упрощения изготовления рекомендуется производить вырезку 3 обсадной колонны 2 в соответствующей скважине 1 и ее расширения производить одинаковой длины L (чаще всего L= 3, 4 или 5 м), чем сильнее заколонные перетоки влияют на обводненность продукции пласта, тем больше длина L. При изготовлении сначала изготавливают патрубок 6 (фиг. 5 и 6) из пластичной металлической (ст. 3, сталь 10, алюминий, медь или т.п.) трубы наружным диаметром d на 5-9% меньше внутреннего диаметра D (фиг. 1) обсадной колонны 2 в зависимости от коэффициента удлинения металла патрубка 6 при пластической деформации. Среднюю часть 7 (фиг. 5 и 6) патрубка 6 длиной l на 200-300 мм, превосходящего длину L (фиг. 1) соответствующего вырезанного участка 3 обсадной колонны 2 (l=L+(200÷300 мм)), продольно гофрируют обжатием или прокаткой валиков (автор на это не претендует) с образованием двух- (фиг. 4 и 6), трех- (не показан) или многолучевого (фиг. 3 и 5) продольно гофрированного участка 7 (фиг. 5 и 6). Концевые участки 8 и 9 оставляют цилиндрическими длиной и внутренней формой, достаточной для установки оборудования (см. патенты RU № 2310737, 2321722, 2618545 или т.п.), предназначенного для расширения и прижатия патрубка 6 к обсадной колонне 2 (автор на это не претендуют). Для окончательной сборки водонефтенабухающего пакера 5 на среднюю часть 7 (фиг. 5 и 6) на выступы – лучи патрубка 6 натягивают манжету 4 (фиг. 2, 3 и 4) общей длиной l (фиг. 2) раной длине l (фиг. 5 и 6) средней части 7 патрубка 6 и толщиной h1 (фиг. 2) по одинаковым концам 10 равной 3-10 мм (h1=3÷10 мм). В средней части 11 манжета 4 длиной Н на 100-150 мм меньшей длины L (фиг. 1) соответствующего вырезанного участка 3 обсадной колонны 2 (Н=L-(100÷150 мм)) изготавливают толщиной h2=35÷55 мм (фиг. 3 и 4) Такое изготовление облегчает попадание среднего участка манжеты 4 (фиг. 1) в вырезанный участок 3 обсадной колонны 2, особенно, в скважине 1 на глубинах более 500 м. Все размеры манжеты 4 (фиг. 2, 3 и 4) определены эмпирическим путем для обеспечения надежной изоляции заколонных перетоков скважины 1 без лишних материальных затрат. Манжета 4 крепится на лучах (фиг. 3 и 4) патрубка 6 за счет натяга для неглубоких скважин 1 глубиной до 500 м или клея (не показан) для скважин глубиной 500 м и более. Для ускорения набухания манжеты 4 в ней за счет увеличения площади контакта с жидкостью на наружной поверхности манжеты 4 равномерно по периметру выполняют рядами по 4-8 глухие треугольные, прямоугольные, квадратные (не показаны) или круглые выборки 12 с шагом t по высоте 100-150 мм и глубиной h3=1,7-4,2 мм (фиг. 3 и 4). Чем плотность воды в скважине выше, тем больше должны быть площадь поперечного сечения, количество в ряду и глубина выборок 12 (определяют эмпирическим путем), например: при плотности воды 1,0-1,15 г/см³ выполняют в манжете 4 по 4-6 выборок 12 в ряду с площадью поперечного сечения каждой выборки 35-79 мм² с глубиной 1,7-3 мм, а при плотности воды 1,15-1,18 г/см³ выполняют в манжете 4 по 6-8 выборок 12 в ряду с площадью поперечного сечения каждой выборки 78-315 мм² с глубиной 2,6-4,2 мм.

После изготовления водонефтенабухающего пакера 5 (фиг. 2) к цилиндрическим концевым участкам 8 и 9 патрубка 6 и внутри него располагают оборудование, предназначенного для расширения и прижатия патрубка 6 к обсадной колонне 2 (например, нижний башмак с обратным клапаном, верхний автоотцеп, дорн или вальцующую головки и/или т.п.), и на колонне труб (не показаны) спускают в скважину 1 (фиг. 1) до нижнего вырезанного участка 3 (если вырезанных участков 3 более одного) обсадной колонны 2, напротив которого располагают среднюю часть 11 (фиг. 2) манжеты 4 и средней части 7 (фиг. 5 и 6) патрубка 6. После чего внутри патрубка 6 нагнетанием давления насосом с устья скважины 1 (фиг. 1) черед колонну труб распрямляют лучи средней части 7 (фиг. 5 и 6) патрубка 6. При этом располагают среднюю часть 11 (фиг. 2) манжеты 4 входит в вырезанный участок 3 (фиг. 1) обсадной колонны 2, а концы 10 манжеты 6 прижимаются патрубком 6 к обсадной колонне с двух сторон от вырезанного участка 3 (фиг. 1) обсадной колонны 2, фиксируя водонефтенабухающий пакер 5 от продольного перемещения внутри скважины 1. Донированием или развальцовкой лучи патрубка 6 окончательно распрямляют, а его концевые участки 8 и 9 плотно и герметично, в том числе и благодаря концам 10 манжеты 4, прижимаются в обсадной колонне 2 полностью изолируя внутреннее пространство обсадной колонны 2 от затрубного пространства и перетоков жидкости. Оборудование, предназначенное для расширения и прижатия патрубка 6 к обсадной колонне 2, на колонне труб извлекают из скважины и им оснащают следующий водонефтенабухающий пакер 5, который устанавливают для перекрытия аналогично описанному выше следующего вырезанного участка 3 обсадной колонны 2. И так последовательно снизу вверх до перекрытия водонефтенабухающими пакерами 5 всех вырезанных участков 3 обсадной колонны 2. Установка водонефтенабухающих пакеров 5 снизу вверх рекомендуется из-за незначительного, но сужения проходного диаметра обсадной колонны 2 после установки водонефтенабухающих пакеров 5.

После изоляции водонабухающим пакером 5 или несколькими водонефтенабухающими пакерами 5 соответственно одного или нескольких вырезанных участков 3 обсадной колонны 2 и извлечения на колонне труб оборудования, предназначенное для расширения и прижатия патрубка 6 к обсадной колонне 2, в скважину 1 спускают технологическое оборудование для эксплуатации пласта, например, насосное оборудование для добычи продукции пласта или колонну труб с проходным пакером, устанавливаемым выше пласта, для нагнетания вытесняющего агента в пласт, или т.п. При чем эксплуатировать скважину можно сразу после спуска в скважину 1 технологическое оборудование для эксплуатации пласта, так как помещенная внутрь вырезанного участка 3 обсадной колонны 2 и расширения скважины 1 манжета 4, особенно с выборками 12 (фиг. 2) быстро набухает и заполняет все пространство (примерно за сутки – двое, что укладывается в спускоподъёмные операции с колонной труб) за обсадной колонной 2 (фиг. 1), перекрывая перетоки, а внутренне пространство вырезанного и расширенного участка 3 обсадной колонны 2 герметично перекрыто концевыми участками 8 и 9 патрубка 6 и концами 10 манжеты 4.

Предлагаемый способ изоляции заколонных перетоков в скважине позволяет производить эксплуатацию скважины сразу после установки водонефтенабухающего пакера и извлечения технологического оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважине. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером, состоящим из внутреннего патрубка и наружной водонефтенабухающей манжеты, установку водонефтенабухающего пакера напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией водонефтенабухающей манжетой. Геофизическими исследованиями определяют интервалы, где происходят заколонные перетоки, в которых производят вырезку участка обсадной колонны. Внутренний патрубок водонефтенабухающего пакера изготавливают в средней части в виде продольно гофрированного участка, длиной на 200-300 мм превосходящего соответствующий вырезанный участок обсадной колонны, а концевые участки – цилиндрическими длиной, достаточной для установки оборудования, предназначенного для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне. Снаружи средней части по выступам – лучам патрубка – фиксируют водонефтенабухающую манжету толщиной 35-55 мм на среднем участке длиной, на 100-150 мм меньшей длины вырезанного участка обсадной колонны, и толщиной 3-10 мм – на одинаковых по длине концах. Вырезание участка обсадной колонны производят длиной 1,5-8 м. Изоляцию вырезанных участков обсадной колонны при наличии двух и более вырезов обсадной колонны производят последовательно снизу вверх. После спуска на колонне труб водонефтенабухающий пакер устанавливают в скважине так, чтобы средний участок водонефтенабухающей манжеты располагался напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны. Установку водонефтенабухающего пакера осуществляют при помощи расширения средней части патрубка избыточным давлением до прижатия к обсадной колонне с последующим окончательным прижатием патрубка по всей длине к обсадной колонне дорнированием или развальцовкой, после чего производят извлечение из скважины колонны труб вместе с оборудованием для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне и спуск следующего водонефтенабухающего пакера или технологического оборудования после установки последнего водонефтенабухающего пакера для эксплуатации скважины после спуска. Предлагаемый способ изоляции заколонных перетоков в скважине позволяет производить эксплуатацию скважины сразу после установки водонефтенабухающего пакера и извлечения технологического оборудования. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине, включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером, состоящим из внутреннего патрубка и наружной водонефтенабухающей манжеты, установку водонефтенабухающего пакера напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией водонефтенабухающей манжетой, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями определяют интервалы, где происходят заколонные перетоки, в которых производят вырезку участка обсадной колонны, внутренний патрубок водонефтенабухающего пакера изготавливают в средней части в виде продольно гофрированного участка, длиной на 200-300 мм превосходящего соответствующий вырезанный участок обсадной колонны, а концевые участки – цилиндрическими длиной, достаточной для установки оборудования, предназначенного для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне, снаружи средней части по выступам – лучам патрубка – фиксируют водонефтенабухающую манжету толщиной 35-55 мм на среднем участке длиной, на 100-150 мм меньшей длины вырезанного участка обсадной колонны, и толщиной 3-10 мм – на одинаковых по длине концах, вырезание участка обсадной колонны производят длиной 1,5-8 м, изоляцию вырезанных участков обсадной колонны при наличии двух и более вырезов обсадной колонны производят последовательно снизу вверх, после спуска на колонне труб водонефтенабухающий пакер устанавливают в скважине так, чтобы средний участок водонефтенабухающей манжеты располагался напротив соответствующего вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера осуществляют при помощи расширения средней части патрубка избыточным давлением до прижатия к обсадной колонне с последующим окончательным прижатием патрубка по всей длине к обсадной колонне дорнированием или развальцовкой, после чего производят извлечение из скважины колонны труб вместе с оборудованием для расширения и прижатия патрубка к обсадной колонне и спуск следующего водонефтенабухающего пакера или технологического оборудования после установки последнего водонефтенабухающего пакера для эксплуатации скважины после спуска.

2. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине по п. 1, отличающийся тем, что на наружной поверхности манжеты равномерно по периметру выполняют рядами по 4-8 глухие выборки глубиной 1,7-4,2 мм с шагом по высоте 100-150 мм.

3. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине по п. 2, отличающийся тем, что при плотности воды 1,0-1,15 г/см³ выполняют по 4-6 глухих выборок в ряду с площадью поперечного сечения каждой глухой выборки 35-79 мм² с глубиной 1,7-3 мм.

4. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине по п. 2, отличающийся тем, что при плотности воды 1,15-1,18 г/см³ выполняют по 6-8 глухих выборок в ряду с площадью поперечного сечения каждой глухой выборки 78-315 мм² с глубиной 2,6-4,2 мм.