ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА ШАРИФОВА ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ НЕРАБОЧЕГО ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ИЛИ НЕГЕРМЕТИЧНОГО УЧАСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
SHARIFOV'S PACKER SYSTEM FOR ISOLATION OF NON-WORK PERFORATION RANGE OR UNTIGHT HOLE SECTION

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или нерабочего интервала перфорации ствола (неэксплуатируемого пласта) насосной, фонтанной, газлифтной, нагнетательной или пьезометрической скважины.
Известна насосная установка для эксплуатации скважины (патент РФ №2300668), содержащая спущенное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее в основном из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем, и установленные в стволе либо один пакер с кабельным вводом между насосом и изолируемым интервалом (негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации) либо два пакера с кабельным вводом соответственно, один из них установлен выше изолируемого интервала, а другой - между насосом и изолируемым интервалом.
Известна скважинная пакерная установка с насосом (патент РФ №2331758), включающая спущенные в скважину на колонне труб насос и два пакера с кабельным вводом соответственно, один из них установлен выше изолируемого интервала, а другой - между насосом и изолируемым интервалом, а также два перепускных устройства с радиальными и продольными каналами, расположенными ниже и выше пакеров, при этом вовнутрь колонны труб спущена заданной длины жесткая или гибкая труба меньшего диаметра и она герметично соединена снизу и сверху с соответствующими перепускными устройствами для стравливания свободного газа из подпакерной зоны.
Эти установки имеют ограниченную область применения, то есть они в основном приемлемы только для изоляции негерметичности ствола скважины выше насоса, а также не позволяют при низких пластовых (статических) давлениях определять герметичность посадки пакера между насосом и изолируемым интервалом (негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации) ствола, поскольку пласты интенсивно поглощают жидкость (воду) при опрессовке пакера и соответственно уровень жидкости в стволе скважины не поднимается до устья, а значит, поднять при опрессовке пакера избыточное давление в колонне труб до нужного значения не удается.
Известна также двухпакерная система (ЗАО «Завод ИЗМЕРОН», www.izmeron.inc.ru), включающая спуск в скважину (например, фонтанную, газлифтную, насосную, нагнетательную, пьезометрическую) на колонне труб двух механических пакеров, оснащенных, по крайней мере, стволами, уплотнительными манжетами, гидравлическими якорями и стопором, над верхним из которых размещен разъединитель колонны труб, при этом один из пакеров спускают выше, а другой - ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны (или интервала перфорации неэксплуатируемого - непродуктивного пласта), причем после их посадки и опрессовки рассоединяется над верхним пакером колонна труб от пакерной системы, а затем извлекают ее из скважины и спускают взамен выше пакерной системы подземную установку под эксплуатацию, закачку или исследование скважины.
Эта пакерная система имеет относительно низкую надежность и герметичность, поскольку оба пакера являются механическими и они устанавливаются в скважине одновременно от массы (осевой нагрузки) 6-12 тонн колонны труб, причем между пакерами отсутствует циркуляционный узел для выравнивания перед их срывом (извлечением) затрубного и внутритрубного давления, чтобы уравновешивать состояния сверху и снизу уплотнительных манжет пакеров. При одновременной посадке этих пакеров распределить одинаково нагрузку на их уплотнительные манжеты невозможно, что снижается степень их герметичности. А также после разъединения колонны труб от пакерной системы и снятия осевой нагрузки над пакерами не исключается их скольжение вверх и самопроизвольная распакировка, учитывая, что оба пакера являются механическими, срабатывающими от нагрузки колонны труб, причем существующие механические пакера не имеют гидравлического якоря, срабатывающего не от трубного давления, а именно от затрубного избыточного давления между пакерами, чтобы жестко фиксировать рабочее положение верхнего пакера, а значит, и осевой нагрузки 6-12 тонн, поданной на нижний механический пакер путем радиального перемещения и упора плашек гидравлического якоря верхнего пакера в ствол скважины при низком пластовом давлении эксплуатируемого пласта. Кроме того, отсутствие циркуляционного узла между пакерами для выравнивания перед их срывом затрубного и внутритрубного давления может привести при избыточном затрубном давлении в негерметичном участке или непродуктивном пласте между пакерами к осложнению их извлечения и повреждению (срезу) уплотнительных манжет пакеров.
Целью изобретения является повышение надежности, эффективности и герметичности пакерной системы при изоляции негерметичного участка или нерабочего интервала перфорации ствола насосной, фонтанной, газлифтной, нагнетательной или пьезометрической скважины.
Технический, технологический результат и экономический эффект от использования предлагаемых решений для добывающей, нагнетательной и пьезометрической скважин достигается, в частности, за счет сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования; повышения добычи продукции; повышения надежности извлечения пакерной системы из скважины.
Пакерная система включает в себя спущенные в скважину (фонтанную, газлифтную, насосную, нагнетательную или пьезометрическую) на колонне труб либо с открытым башмаком, либо с заглушенным нижним концом два пакера, соединенные между собой через трубы, каждый из которых оснащен в основном стволом, уплотнительными манжетами и над ними гидравлическим якорем, жестко соединенным со стволом, и под ними заякоривающим узлом в виде конуса и плашкодержателя с плашками, и стопором, фиксирующим исходное и/или рабочее положения пакеров. Над верхним пакером размещен разъединитель-соединитель колонны труб, состоящий из несъемного и съемного элемента. При этом один из пакеров спущен выше, а другой ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого - непродуктивного пласта, причем после посадки и проверки на герметичность пакеров рассоединена над верхним пакером, гидравлическим или механическим путем через разъединитель-соединитель колонна труб от пакерной системы, а затем либо она приподнята над пакерной системой и оставлена в скважине либо извлечена из скважины и взамен нее спущена выше пакерной системы подземная установка под эксплуатацию, закачку или исследование скважины с одним или несколькими эксплуатируемыми пластами.
Цель изобретения достигается тем, что не съемный элемент разъединитель-соединитель над верхним пакером выполнен в виде наружного полого корпуса с верхним направляющим концом типа воронки, а съемный его элемент выполнен в виде внутреннего съемного полого как посадочного уплотняющего инструмента механического или гидравлического действия для спуска, установки, отсоединения от колонны труб и оставления пакерной системы в скважине, так и подъемного инструмента механического действия с нижним полым или глухим штоком-толкателем для захвата, освобождения и извлечения из скважины пакерной системы, при этом верхний пакер является гидравлическим и выполнен для надежности и герметичности посадки пакеров с двойным якорем, верхний из которых срабатывает от внутреннего трубного и нижний от затрубного межпакерного давления, а нижний пакер является механическим или гидромеханическим, или гидравлическим и выполнен с одинарным якорем, срабатывающим либо от внутреннего трубного либо от затрубного нижнего подпакерного давления, причем под или между пакерами установлен срезной башмачный клапан или посадочный ниппель для съемного обратного клапана, или одна или несколько скважинных камер со съемными элементами, причем для надежности освобождения пакерной системы, ниже верхнего гидравлического пакера или его уплотнительных манжет установлен распакерующий и циркуляционный узел со скользящей втулкой механического действия, перемещаемой вниз полым или глухим штоком-толкателем при вводе до упора в наружный полый корпус внутреннего съемного полого подъемного инструмента под осевой нагрузкой колонны труб, как для уравнивания внутреннего трубного и затрубного межпакерного давления, а значит, и уравновешивания сверху и снизу состояния уплотнительных манжет пакеров, так и для распакеровки верхнего гидравлического пакера путем снятия фиксации стопором ствола и заякоривающего узла с целью уменьшения нагрузки на колонну труб при освобождении из ствола скважины пакеров.
Между пакерами, для отдельности их срыва может быть установлено телескопическое соединение, состоящее из двух взаимосвязанных уплотненных стволов со свободным ходом, причем перед посадкой верхнего гидравлического пакера последний складывается, а при его срыве, наоборот, раскрывается. Для повышения герметичности пакерной системы она дополнительно может быть оснащена дублирующими двумя механическими опорными пакерами, каждый из которых выполнен с верхним и нижним взаимосвязанными уплотненными телескопическими стволами, при этом один из пакеров установлен выше нижнего пакера, а другой - ниже верхнего гидравлического пакера. При этом для возможности опрессовки пакерной системы на герметичность при низком пластовом давлении эксплуатируемого пласта, между двумя как верхними гидравлическим и механическим опорным пакерами, так и нижними механическим и механическим опорным пакерами выполнены соответственно верхний и нижний гидравлические каналы.
На фиг.1 приводятся спуск и установка в скважине пакерной системы с открытом башмаком и посадочным уплотняющим инструментом в наружном полом корпусе разъединителя-соединителя; на фиг.2 - то же самое, только после расцепления разъединителя-соединителя (механическими или гидравлическим путем) и извлечения колонны труб с посадочным уплотняющим инструментом из скважины; на фиг.3 - тоже самое, только при спуске колонны труб с подъемным инструментом, оснащенным нижним полым или глухим штоком-толкателем, и захвате наружного полого корпуса разъединителя-соединителя, а также распакеровки верхнего гидравлического пакера; на фиг.4 - пакерная система с заглушенным нижним концом; на фиг.5 - пакерная система с дополнительными механическими опорными пакерами.
Пакерная система включает в себя спущенные в скважину 1 на колонне труб 2 либо с открытым башмаком 3 (фиг.1, 2, 3, 5) либо с заглушенным нижним концом 4 (фиг.4) два пакера 5 (нижний) и 6 (верхний), соединенные между собой через трубы 7. Между пакерами 5 и 6, для отдельности их срыва может быть установлено телескопическое соединение 8 (фиг.3), состоящее из двух взаимосвязанных уплотненных стволов со свободным ходом, причем перед посадкой верхнего пакера 6 последний складывается, а при его срыве, наоборот, раскрывается.
1
Верхний пакер 6 является обязательно гидравлическим и выполнен для надежности герметичности посадки и фиксации рабочего положения пакеров с двойным якорем 9 (фиг.1, 2, 3), верхняя часть которого срабатывает от внутреннего трубного (Р) давления только при посадке пакера, а нижняя часть от затрубного межпакерного (P) давления после посадки пакеров 5, 6 и эксплуатации скважины 1. При этом нижний пакер 5 может быть механическим или гидромеханическим, или же гидравлическим действием и выполнен с одинарным якорем 10, срабатывающим при эксплуатации скважины либо от внутреннего трубного, либо от затрубного нижнего подпакерного давления (Р). Пакера 5 и 6 кроме гидравлических якорей 9, 10 также оснащены стволами 11 и 12, уплотнительными манжетами 13 и 14, заякоривающими узлами 15 и 16, стопорами 17 и 18. При этом стопор 17 или 18 соответственно для нижнего пакера 5 может быть выполнен в виде срезных винтов, а для верхнего пакера 6 в виде кулачков или срезных винтов, причем для механического пакера 5 стопор 17 фиксирует его исходное положение, а для гидравлического пакера 6 стопор 18, наоборот, фиксирует его рабочее положение.
Над верхним пакером 6 размещен разъединитель-соединитель 19 колонны труб 2, который состоит из несъемного элемента в виде наружного полого корпуса 20, выполненного с верхним свободным направляющим концом типа воронки (для удобства захвата его изнутри даже при засыпании песком наружной полости полого корпуса 20 над верхним пакером 6) и внутреннего съемного полого, как посадочного уплотняющего инструмента 21 (фиг.1) для спуска, установки, отсоединения от колонны труб 2 и оставления пакерной системы в скважине 1, так и подъемного инструмента 22 с нижним полым или глухим штоком-толкателем 23 (фиг.3) для захвата, освобождения и извлечения пакерной системы из скважины 1.
Под или между пакерами 5, 6 установлен либо срезной башмачный клапан 24 при посадке гидравлического пакера без участия канатной техники либо посадочный ниппель 25 (фиг.1, 5) под съемным обратным клапаном, или одна 26 или несколько 26, 27 скважинных камер со съемными элементами 28, 29 (фиг.4) при посадке гидравлического пакера с участием канатной техники.
Для надежности освобождения пакерной системы ниже верхнего гидравлического пакера 6 или его уплотнительных манжет 14 установлен распакерующий и циркуляционный узел 30 (с гидравлическими каналами) со скользящий втулкой 31 механического действия (фиг.1, 2, 3, 4).
Для герметичности пакерной системы она дополнительно может быть оснащена дублирующими двумя механическими опорными пакерами 32, 33, состоящими в основном из верхних 34, 35 и нижних 36, 37 герметично взаимосвязанных уплотненных телескопических стволов (фиг.5), причем пакер 32 устанавливается выше нижнего пакера 5, а пакер 33 - ниже верхнего гидравлического пакера 6. При этом между нижними механическим 5 и механическим опорным 32 пакерами, а также между двумя верхними гидравлическим 6 и механическим опорным 33 пакерами могут быть выполнены соответственно нижний 38 и верхний 39 гидравлические каналы для возможности опрессовки пакерной системы на герметичность при низком пластовом давлении эксплуатируемого пласта 40.
Пакерная система спускается и устанавливается в скважине 1 следующем образом. Для этого верхний гидравлический пакер 6 соединяется сверху с несъемным элементом, то есть наружным полым корпусом 20 с посадочным уплотняющим инструментом 21, а затем пакерную систему спускают в скважину 1 (фиг.1) на колонне труб 2 так, чтобы ее пакер 5 оказался ниже, а гидравлический пакер 6, наоборот, выше негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого (в частности, непродуктивного) пласта 41. После этого сажают пакера согласно их инструкции по эксплуатации. Например, если в скважину 1 спущен нижний пакер 5 механического действия, то после обеспечения, путем перемещения колонны труб 2 в заданном диапазоне верх и вниз (в частности, 0,3-0,6 м) или осевого ее вращения, срабатывания заякоривающего узла 15 под уплотнительными манжетами 13 (то есть упора плашек 42 плашкодержателя 43 над конусом 44 в ствол скважины 1) разгружают колонны труб 2 на 6-12 тонн (в зависимости от глубины спуска пакера 5, угла наклона скважины 1 и твердости уплотнительных манжет 13). При этом уплотнительные манжеты 13 механического пакера 5 деформируются (сжимаются) и упираются под нагрузкой 6-12 тонн в ствол скважины 1, тем самым герметично разобщается снизу негерметичный участок или интервал перфорации 41. Если в скважину 1 спущены между пакерами 5 и 6, ниже и выше изолируемого участка 41, механические опорные пакера 32 и 33 с телескопическими уплотненными стволами (фиг.5), то их уплотнительные манжеты также при разгрузке колонны труб 2 на нижний пакер 5 сжимаются и упираются в ствол скважины 1. Если в скважину 1 спущен нижний пакер 5 гидромеханический или гидравлический, то для его срабатывания в колонну труб 2 бросают шар или съемный обратный клапан и соответственно закрывают каналы срезного башмачного клапана 24 или посадочного ниппеля 25 (фиг.1, 5), или же с помощью канатной техники устанавливают в скважинных камерах 26, 27 съемные элементы 28, 29 в виде глухой пробки (фиг.4). Далее обеспечивается срабатывание заякоривающего узла 15 (фиг.1) нижнего пакера 5 путем создания в колонне труб 2 избыточного давления (например, 5-10 МПа), то есть перемещение плашек 42 плашкодержателя 43 на конусе 44 под уплотнительными манжетами 13 и их упора в ствол скважины 1. При этом, если нижний пакер 5 гидромеханический, то его уплотнительные манжеты 13 после срабатывания заякоривающего узла 15 сжимаются также от веса колонны труб 2 аналогично механическому пакеру 5, а если нижний пакер 5 гидравлический, то дополнительно повышают избыточное давление (например, до 23 МПа) в колонне труб 2, тем самым обеспечивается после срабатывания заякоривающего узла 15 дополнительное сжатие его уплотнительных манжет 13.
После посадки механического или гидромеханического нижнего пакера 5 (фиг.1), а также механических опорных пакеров 32, 33 (фиг.5) от веса колонны труб на 6-12 тонн устанавливается верхний гидравлический пакер 6 путем создания избыточного давления в колонне труб 2 (например, до 23 МПа). При этом круглые плашки верхнего частя якоря 9 упираются в ствол скважины 1 и тем самым исключается возможность перемещения пакерной системы вниз или вверх в момент соответственно ее посадки от избыточного давления или возникновения гидравлического удара во время срабатывания (среза) срезного башмачного клапана 24 и падения избыточного давления. После посадки пакерной системы верхний гидравлический пакер 6 фиксирует не только свое рабочее положение, а также фиксирует рабочее положение нижнего пакера 5 или нижних пакеров 5, 32 и 33 в скважине 1. Далее проверяют герметичность посадки пакеров 5 и 6 по фиг.1 путем создания сверху или снизу избыточного давления, а по фиг.5 в том числе путем создания избыточного давления в колонне труб 2. При опрессовке пакерной системы по фиг.5 избыточное давление в колонне труб 2 попадает через гидравлические каналы 38 и 39 в полость между пакерами 5, 32 и 6, 33, при этом если пропуск жидкости через них отсутствует, то она принимается герметичной.
При наличии герметичности пакерной системы над верхним гидравлическим пакером 6 расцепляется от жесткой связи посадочный уплотняющий инструмент 21 от наружного полого корпуса 20 разъединителя-соединителя 19 гидравлическим (от избыточного давления) или механическим (от удара инструментом) путем (фиг.1). Затем извлекается съемный приемный клапан из посадочного ниппеля 25 (если был спущен) или срезается срезной башмачный клапан 24 (фиг.1), или извлекаются съемные элементы 28, 29 из скважинных камер 26 и 27 (фиг.4). После чего либо колонна труб 2 с посадочным уплотняющим инструментом 21 приподнимается выше над пакерной системой и оставляется в скважине 1 либо извлекается полностью из скважины 1 (фиг.2, 4, 5) и взамен спускается выше пакерной системы подземная установка для эксплуатации или закачки, или исследования скважины 1.
2
1
При эксплуатации скважины 1 верхняя часть якоря 9 верхнего гидравлического пакера 6 не действует (фиг.2, 4, 5), так как давления внутри (Р) и снаружи (Р) его одинаковы, однако нижняя часть якоря 9 срабатывает от затрубного межпакерного давления (P) разобщаемого негерметичного участка или интервала перфорации 41 при низком пластовом давлении (Р) эксплуатируемого пласта 40, тем самым исключается возможности самопроизвольного освобождения пакера 6, а значит, и в целом пакерной системы.
1
2
Освобождение пакерной системы после глушения скважины 1 проводится следующим путем. Для этого в скважину 1 на колонне труб 2 спускается подъемный инструмент 22 с полым или глухим штоком-толкателем 23 (фиг.3) и под нагрузкой трубы вводится до упора в наружный полый корпус 20. При этом полый или глухой шток-толкатель 23 перемещает вниз в распакерующем и циркуляционном узле 30 скользящую втулку 31 (фиг.3), при этом распакеруется верхний гидравлический пакер 6 путем снятия стопором 18 жесткой фиксации между стволом 12 и заякоривающим узлом 16, в частности плашкодержателем 45, а также уравнивается трубное (Р) и затрубное межпакерное (P) давления через гидравлические каналы узла 30, что в свою очередь исключает при срыве пакерной системы возможность действия нижней части якоря 9 при низком статическом уровне жидкости (P=P) в скважине 1 (то есть при поглощении жидкости продуктивным пластом 40), а также уравновешиваются состояния уплотнительных манжет 14, 13 сверху и снизу, исключается их срез и в целом уменьшается нагрузка на колонны труб 2 при освобождения пакерной системы из контакта со стволом скважины 1.
1
2
После срыва пакерной системы и уравнивания внутритрубного, затрубного, под - и межпакерного давления (Р=P=P) медленно поднимают колонну труб 2 из скважины 1. При этом стволы 12 и 11 (фиг.3) или 12, 36, 34 и 11 (фиг.5) пакеров перемещаются вверх и освобождают пакерную систему. Например, по фиг.3 стволы 12 и 11 пакеров, перемещаясь вверх, упираются в конусы 46, 44 и выдвигают их из-под плашек 47, 42 плашкодержателей 45, 43 и тем самым освобождают их от контакта со стволом скважины 1, а дальнейшее перемещение стволов 12 и 11 пакеров вверх приводит к освобождению уплотнительных манжет 14 и 13, после которого производят подъем из скважины 1 пакерной системы.