СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
SEALING OF OIL STRING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам герметизации эксплуатационной колонны.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Недостаток данного способа заключается в том, что он не предусматривает введения в цементный раствор загущающих или расширяющих минеральных добавок. Поэтому, как показывает практика, при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше пласта.
Недостатками способа являются:
- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, что связано с проведением нескольких спуско-подъемных операций;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров сразу после их посадки, что снижает качество работ по герметизации эксплуатационной колонны;
в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.
Поставленные задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.
Новым является то, что перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, 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, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность.
На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом.
Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся гелем, который закачивают в пласт по колонне труб (на фиг.1-4 не показано), например, который самораспадается после проверки герметичности нижнего пакера через 8 ч.
Например, используют полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК C09K 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для изготовления полисахаридного геля первоначально получают жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовят полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Для приготовления полисахаридного геля используют передвижную установку по приготовлению и закачке в скважину растворов из сыпучих и жидких химреагентов (КУДР-10). Описание используемых реагентов приведено в таблице.
Таблица
Наименование
Характеристика
ГОСТ, ТУ
Дизельное топливо
ГОСТ 305-82.4.2.2.
Гуаровая камедь
мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого цвета, представляет собой химически немодифицированный натуральный полимер
Импортного производства и/или по патенту RU №2381252
Нефтенол ВКС-Н
смесь анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия, подвижная жидкость от светло- до темно-коричневого цвета
ТУ 2483-025-54651030-2008
ПАВ-регулятор деструкции
азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета
ТУ 2499-070-17197708-03
Боратный сшиватель БС-1
борсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета
ТУ 2499-069-17197708-03
Деструктор ХВ
персульфат щелочного металла (Na или К) или аммония, неорганическое соединение, белый порошок
ТУ 2499-074-17197708-03
n
n
Далее на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер 1 (см. фиг.1), труба 2, в качестве которой применяется колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 73 мм, длина которой должна быть больше протяженности 3 интервалов нарушений 3'…3 по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность 3 интервалов нарушений 3'…3 по эксплуатационной колонне 4 находится в интервале 1370-1620 м, т.е. составляет 250 м, поэтому длину колонны труб НКТ выбирают больше, чем протяженность интервалов нарушений (250 м), т.е. длиной 260 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5.
Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят разделительный клапан 7. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 8 в интервал герметизации эксплуатационной колонны 4.
В качестве разделительного клапана 7 применяют любое известное устройство, например, устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г. или патент RU №2282017, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.). В качестве посадочного инструмента 8 применяют колонну насосно-компрессорных труб, например, диаметром 73 мм.
n
Например, для герметизации нарушений в 146 мм эксплуатационной колонне в нее спускают два пакера: нижний пакер 1 - пакер марки ПРО-ЯМ02-122, а верхний пакер 5 - пакер марки ПРО-ЯДЖ-0-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация) с межпакерной трубой 2, т.е. колонной насосно-компрессорных труб длиной 260 м и диаметром 73 мм, установленной между пакерами 1 и 5. Производят спуск посадочного инструмента 8 (см. фиг.1) в скважину и размещают пакеры 1 и 5 в интервале герметизации эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например, 140 кН.
Производят одновременную посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (см. фиг.2), после чего поочередно проверяют герметичность посадки пакеров в эксплуатационной колонне 4 снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне 4 свабированием по посадочному инструменту 8 спуском сваба с привлечением любого известного геофизического подъемника, предназначенного для свабирования скважины.
Сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера 1 (см. фиг.2). Для этого снижают уровень жидкости свабированием по посадочному инструменту 8 до глубины посадки нижнего пакера 1 и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром после снижения уровня жидкости через 1, 3 и 5 ч. При изолированных интервалах перфорации пласта (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) возможна опрессовка нижнего пакера 1 (см. фиг.2) избыточным давлением. Затем проверяют герметичность посадки верхнего пакера 5. Для этого сбрасывают внутрь посадочного инструмента 8 металлический шар 9 (см. фиг.3), который садится на седло втулки 10 разделительного клапана 7.
Создают внутри посадочного инструмента 8 избыточное давление жидкости, например, 8 МПа, при этом разрушается срезной элемент (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), втулка 10 (см. фиг.3) перемещается вниз и фиксируется относительно корпуса разделительного клапана 7 стопорным кольцом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), при этом открываются радиальные отверстия 11 (см. фиг.3) корпуса разделительного клапана 7, сообщающие межколонное пространство 12 с внутренним пространством посадочного инструмента 8. Далее снижают уровень жидкости свабированием по посадочному инструменту 8 до глубины посадки верхнего пакера 5 и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне 4 через 1,3 и 5 ч.
При герметичной посадке обоих пакеров 1 и 5 (см. фиг.3) вращают посадочный инструмент 8 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 8 с разделительным клапаном 7 от левого переводника 6. После чего приподнимают посадочный инструмент 8 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 8 от верхнего пакера 5, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, например, если вес компоновки составляет 120 кН, то потеря веса составляет, например, 20 кН.
Извлекают посадочный инструмент 8 (см. фиг.3) с разделительным клапаном 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (см. фиг.4). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров сразу после посадки пакеров, т.е. до отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров до отсоединения от инструмента посадочного механического, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.