СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗОН НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
METHOD OF LOCALISING LEAKAGE ZONES IN PRODUCTION CASING

Способ локализации зон негерметичности эксплуатационной колонны относится к нефтегазодобывающей промышленности, используется при ремонте скважин с несколькими интервалами негерметичности в пластах, склонных к интенсивному поглощению.
Известен способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны по патенту RU 2236560, МПК 7 E21B 43/00, E21B 29/10, E21B 33/12 от 2002.03.22, опубл. 2003.11.20. «Способ добычи нефти», за счет которого определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны, спускают колонны насосно-компрессорных труб с закрепленными в ее нижней части пакером и промывочным клапаном, размещая промывочный клапан выше зоны негерметичности, а пакер ниже этой зоны для отделения работающего нефтяного пласта от зоны поступления в скважину посторонних потоков.
Использование способа исключает проведение длительных дорогостоящих ремонтных работ и не позволяет герметизировать два или более интервалов негерметичности эксплуатационной колонны.
Осуществление способа крепления потайными колоннами возможно только при использовании пакера, снабженного подвижной втулкой, перекрывающей циркуляционные отверстия.
Наиболее близким техническим решением является способ работы по патенту RU 2074306 от 1994.07.21, опубл. 1997.02.27, МПК 6 E21B 33/12, «Устройство для изоляции пластов в скважине». В описанном способе работы устройства после спуска в предназначенный для изоляции интервал эксплуатационной колонны с перфорационными отверстиями создают избыточное давление путем закачки жидкости по НКТ с устья скважины. Жидкость по радиальным каналам через клапаны поступает в кольцевые полости, образованные корпусами с обечайками.
При расчетном по величине избыточном давлении на ступенчатые втулки действует осевая нагрузка, достаточная для среза винтов. Втулка обеспечивает заякоривание устройства в скважине, сжимая в осевом направлении уплотнительные элементы, создавая осевую нагрузку, происходит срез штифтов и седло с шаром освобождают проходной канал устройства, запакеровываются в эксплуатационной колонне.
С помощью этого способа невозможно одновременное проведение работ при наличии нескольких поглощающих горизонтов ввиду необходимости подъема компоновки с пакерующими и заякоривающими устройствами после проведения работ в одной зоне негерметичности эксплуатационной колонны.
Задачей предлагаемого технического решения является разработка способа локализации негерметичности эксплуатационной колонны без цементного раствора при ремонте скважин с несколькими интервалами негерметичности в пластах, склонных к интенсивному поглощению.
Поставленная задача решена за счет способа локализации зон негерметичности эксплуатационной колонны, согласно которому перед спуском технической колонны устанавливают на этой колонне держатель, необходимое число устройств для герметизации кольцевого пространства между технической и эксплуатационной колонной в зоне негермитичности последней, соединяют несущую колонну с технической колонной посредством разъединителя, а под разъединителем в технической колонне размещают клапанный узел, спускают техническую колонну с разъединителем в эксплуатационную колонну, воздействуют избыточным давлением в технической колонне на клапанный узел для герметизации верхнего трубного пространства, сообщающегося с устьем скважины, отделяя его от нижнего, сообщающегося с продуктивным пластом, подвешивают техническую колонну, поднимая давление в верхнем трубном пространстве технической колонны, до предварительного сцепления технической колонны со стенкой эксплуатационной колонны путем воздействия на держатель, преобразующий осевое усилие в радиальное, постепенно разгружают вес технической колонны на стенки эксплуатационной колонны, после чего посредством устройств для герметизации локализуют зоны негерметичности эксплуатационной колонны, устраняя перетоки в нескольких интервалах, разъединяют посредством разъединителя техническую колонну от несущей без ее вращения и поднимают последнюю, отличающегося тем, что в клапанный узел включают подвесную пробку, которую для герметизации верхнего трубного пространства от нижнего, продавливают до фиксации в стоп-кольце, а разъединитель содержит связанный с несущей колонной ниппель и муфту, связанную с технической колонной, при этом ниппель и муфта разъединителя соединены подвижно удерживающим затвором и проточками, зафиксированы срезными винтами, проточки выполнены в ниппеле и связаны между собой наклонным каналом, причем одна из проточек выполнена открытой, в которой на срезных винтах установлена шторка с фиксатором, а вторая проточка выполнена закрытой, в которой размещен с возможностью перемещения по наклонному каналу и взаимодействия со шторкой удерживающий затвор, закрепленный на муфте, при этом разъединяют несущую колонну от технической нагрузкой компоновки несущих труб на разъединитель за счет выхода затвора муфты из проточек в ниппеле и скольжения затвора по наклонному каналу до перекрытия шторкой входа в наклонный канал и закрытую проточку до совмещения затвора на муфте с открытыми проточками на ниппеле, причем верхнее устройство для герметизации кольцевого пространства располагают уплотнителем к устью скважины, а нижнее - уплотнителем к забою.
Совокупность признаков предложенного технического решения нова и позволяет локализовать зоны негерметичности эксплуатационной колонны без цементного раствора при ремонте скважин с несколькими интервалами негерметичности в пластах, склонных к интенсивному поглощению, за счет изоляции нескольких флюидосодержащих пластов с различными градиентами пластового давления, изоляции перетоков агрессивных пластовых вод и снижения коррозионного воздействия, что приведет к увеличению срока службы скважины и уменьшению затрат на ремонтные работы.
Способ локализации зон негерметичности эксплуатационной колонны поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена компоновка, спущенная в эксплуатационную колонну до проведения операций, на фиг.2 - компоновка после проведения операций, на фиг.3 - разъединитель, на фиг.4 - подвесная пробка до срабатывания, на фиг.5 - подвесная пробка после срабатывания, на фиг.6 - держатель колонны труб, на фиг.7 - устройство для герметизации кольцевого пространства.
На фиг.1 - 7 изображены эксплуатационная колонна 1, техническая колонна 2, несущая колонна 3, разъединитель 4, устройство для герметизации кольцевого пространства 5, подвесная пробка 6, держатель 7, стоп-кольцо 8, интервал негерметичности 9, нижняя муфта разъединителя 10, ниппель 11, уплотнители 12, патрубок 13, клапанный узел 14, герметизирующие шарики 15, винты 16, конус 17, цанга 18, затвор 19, наклонный канал 20, открытая проточка 21, закрытая проточка 22 и шторка 23.
Способ локализации зон негерметичности эксплуатационной колонны 1 осуществляют следующим образом.
После определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны 1 в нее спускают техническую колонну 2, устанавливают разъединитель 4, соединяя нижнюю муфту 10 с технической колонной 2, а ниппель 11 с несущей колонной 3. Далее устанавливают в эксплуатационной колонне 1 необходимое число устройств 5 для герметизации кольцевого пространства, причем их уплотнители 12 располагают к устью, а нижнее уплотнителем 12 к забою. Далее устанавливают в эксплуатационной колонне 1 держатель 7.
В технической колонне 2 под разъединителем 4 на патрубке 13 устанавливают подвесную пробку 6 с клапанным узлом 14, под держателем 7 колонны труб устанавливают стоп-кольцо 8 (фиг.1).
Производят промывку технической колонны 2, после чего вводят в колонну вязко-упругий разделитель с герметизирующими шариками 15 и продавливают их до клапанного узла 14 подвесной пробки 6. Воздействуют избыточным давлением в технической колонне 2 на клапанный узел 14 подвесной пробки 6, срезая удерживающие ее винты 16, и продавливают ее до фиксации в стоп-кольце 8, тем самым герметизируют верхнее трубное пространство технической колонны 2, сообщающееся с устьем скважины, отделяя от нижнего, сообщающегося с продуктивным пластом.
Снижают давление в технической колонне 2 до гидростатического и вновь поднимают его, проверяя герметичность трубного пространства.
Далее поднимают давление в верхнем трубном пространстве технической колонны 2, до предварительного сцепления технической колонны 2 со стенкой эксплуатационной колонны 1 путем воздействия конусом 17 на раздвижную цангу 18 держателя 7, преобразующего осевое усилие в радиальное, постепенно разгружают вес технической колонны 2, подвешивая ее на стенки эксплуатационной колонны 1.
Поднимают давление в технической колонне 2, разобщают пространство между технической 2 и эксплуатационной 1 колоннами, устройствами 5 для герметизации кольцевого пространства, устраняя перетоки в нескольких интервалах негерметичности 9, герметизируют эксплуатационную колонну 1.
Разъединяют колонны без вращения несущей колонны 3 нагрузкой несущей колоны 3 на соединенные между собой подвижно затвором 19 и объединенными наклонными каналом 20, открытой 21 и закрытой 22 проточками нижнюю муфту 10 и ниппель 11 разъединителя 4 за счет выхода затвора 19 нижней муфты 10 разъединителя 4 на технической колонне 2 из проточки в верхней муфте разъединителя 11 и скольжения затвора 19 по наклонному каналу 20 до перекрытия шторкой 23 входа в наклонный канал 20 и закрытую проточку 22 под действием веса несущей колонны 3 до совмещения затвора 19 на нижней муфте 10 с открытой проточкой 21 на верхней муфте 11 и поднимают несущую колонну 3.