Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины
METHOD OF PACKER INSTALLATION INSIDE CASING STRING OF WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам подготовки внутренней поверхности стенок обсадной колонны с промывкой и установкой пакера.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU № 2669646, МПК E21B 33/122, E21B 47/10, опубл. 12.10.2018 в Бюл. № 29), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, затем размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа, затем обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика, далее дособирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовая колонна НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства, затем доспускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с, производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу.
Наиболее близким является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU № 2669646, МПК E21B 33/10, опубл. 28.11.2018 в Бюл. № 34), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу.
Недостатками обоих способов являются сложность реализации, связанная с большим количеством операций до и после установки пакера, невозможность проведения работ в сложно структурированных скважинах и в скважинах с зауженным внутренним проходом из-за отсутствия предварительных разрушающих устройств в нижней части и шаблонирования до спуска пакера в интервал установки.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа установки пакера внутри обсадной колонны скважины, позволяющего с минимальным количеством операций устанавливать пакер даже в сложно структурированных скважинах и в скважинах с зауженным внутренним проходом за счет предварительного разбуривания сужений, шаблонирования и проработки скребком мест до размещения пакера в интервале посадки.
Техническая задача решается способом установки пакера внутри обсадной колонны скважины, включающим спуск в обсадную колонну скважины собранной на устье компоновки, состоящей из пакера, механического скребка, шаблона, транспортировочного инструмента, с шаблонированием, механическую зачистку скребком внутренних стенок обсадной колонны интервала посадки пакера с запасом, достаточным для установки пакера, размещение пакера и установку его при помощи транспортировочного инструмента в интервале посадки.
Новым является то, что компоновку снизу дополнительно снабжают разрушающим инструментом, а шаблон и пакер с транспортировочным инструментом располагают последовательно выше скребка, причем суммарную длину шаблона изготавливают не меньше суммарной длины транспортировочного инструмента и пакера, при этом при упоре компоновки в сужения его разбуривают разрушающим инструментов при помощи вращения и разгрузки компоновки, а в случае не прохождения шаблона в интервал посадки пакера и/или ниже его до размещения пакера в интервал посадки, то проводят дополнительную зачистку скребком интервалов выше и/или ниже интервала посадки до последующего размещения пакера в интервале посадки.
Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины включает спуск в обсадную колонну скважины собранной на устье компоновки, состоящей из собранных последовательно снизу-вверх разрушающего инструмента (фрезы, бура, коронки или т.п.), шаблона (например, см. патенты SU № 1348507, RU № 2114302, 2651676 или т.п.), механического скребка (например, см. патенты SU №№ 1093796, 1627672, RU № 2042762 или т.п.), пакера с транспортировочным инструментом (например, см. патенты RU №№ 2439286, 2520243, 2548639 или т.п.). Суммарную длину шаблона изготавливают не меньше суммарной длины транспортировочного инструмента и пакера для гарантированного исключения заклинивания пакера с транспортировочным инструментом до момента размещения в интервале посадки. Во время спуска компоновки на колонне труб в обсадную колонны скважины при упоре компоновки в сужения скважины (определяется снижением веса на устьевом индикаторе веса – УИВ), это сужение разбуривают разрушающим инструментов при помощи вращения и разгрузки компоновки до восстановления веса компоновки с трубами (определяется УИВ). Поле спуска компановки в требуемый интервал проводят механическую зачистку скребком внутренних стенок обсадной колонны интервала посадки пакера с запасом, достаточным для установки пакера. После чего производят спуск компоновки. В случае не прохождения шаблона в интервал посадки пакера и/или ниже его до размещения пакера в интервал посадки, то проводят дополнительную зачистку скребком интервалов выше и/или ниже интервала посадки до тех пор, пока шаблон не пройдет этот интервал. После размещения пакера в интервале посадки проводят установку его при помощи транспортировочного инструмента с герметизацией внутреннего пространства скважины.
Пример конкретного выполнения.
В скважине, которая имеет глубину 1821 м, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, необходима подготовка внутренней поверхности стенок эксплуатационной колонны, для установки пакера типа ПРО-ЯМО2-ЯГ1-122 с последующей опрессовкой. Предполагаемый интервал установки пакерующего оборудования 1770 – 1777 м. Собрали и спустили в скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм компоновку: перо, патрубок длиной 14 метров, механический скребок, патрубок длиной 2 метра, шаблон до глубины 1750 м со скоростью 0,8 м/с. Спускоподъемными операциями со скоростью 0,2 м/с и с контролем произвели очистку стенок эксплуатационной колонны скребком в интервале 1767,5-1777 м. После шестого спуско-подъема вес компоновки перестал изменяться. Произвели доспуск пера с компоновкой до гл. 1821м и произвели промывку забоя методом обратной промывки. Затем произвели подьем компоновки до интервала установки пакера на гл. 1777м, произвели пакеровку и опрессовку эксплуатационной колонны на 9 МПа. В течение 30 мин. Результат: колонна герметична. Далее произвели подъем компоновки на поверхность со скоростью 0,8 м/с. В ходе проведения работ затяжки компоновки и поршневание отсутствовали. После извлечения произведен визуальный осмотр скребка, пакера и шаблона зафиксирован незначительный налет АСПО и металлической окалины. Механических повреждений и задиров на оборудовании не обнаружено.
Предполагаемый способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины позволяет с минимальным количеством операций устанавливать пакер даже в сложно структурированных скважинах и в скважинах с зауженным внутренним проходом за счет предварительного разбуривания сужений ствола, шаблонирования и проработки скребком мест до размещения пакера в интервале посадки.