СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ ПЛАСТА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА БЕЗ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
FORMATION CUT-OFF PROCEDURE FOR WORK OVER WITHOUT WELL KILL OPERATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подземном текущем ремонте скважин, оборудованных электроцентробежными (или другими типами) насосами, с целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.
Известен способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины (аналог) и устройство для его осуществления. Патент РФ №2204695, E21B 34/06. Опубликован 20.05.2003 г.
Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из скважины основан на приведении в действие запорного узла, разгерметизации устья скважины и подъеме насосного оборудования. Приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса. Нижняя часть электроцентробежного насоса соединена с толкателем клапана-отсекателя. С помощью силового цилиндра (гидродомкрата) перемещают электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины. Положение гидродомкрата зафиксировано устройством, управляемым с поверхности бросовым запорным элементом. После отключения продуктивного пласта производится разгерметизация устья скважины и извлечение погружного оборудования.
Недостатками способа закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления являются: необходимость сдергивания электроцентробежного насоса без подъема насосно-компрессорных труб при закрытии клапана-отсекателя: дополнительные назрузки на фланцевые соединения; сложность проведения работ при спуске электроцентробежного насоса для обеспечения надежности открытия клапана-отсекателя без герметизации устья скважины.
Известен регулятор-отсекатель Шарифова (аналог), предназначенный для отключения продуктивного пласта от скважины. Патент РФ №2229586, E21B 34/06. Опубликован 27.05.2004 г.
Регулятор-отсекатель Шарифова состоит из корпуса с одним или несколькими верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и фиксатором. Внутри фиксатора размещен, по меньшей мере, один регулирующий орган в виде камеры сильфона или поршня со штоком и/или затвора с соответствующим седлом. Согласно изобретению затвор установлен под и/или над седлом, и/или внутри седла, и/или между седел, свободно и/или подпружинен, и/или жестко связан со штоком камеры сильфона или поршня. Камера выполнена без или с узлом зарядки ее сжатым газом и размещена в корпусе сверху и/или снизу, соответственно по направлению ее штока вниз и/или вверх, что камера сильфона или поршня без узла зарядки может быть герметично изолирована или гидравлически соединена с полостью корпуса или пространством за корпусом, при этом в камере установлен управляемый усилием пружинный элемент.
Недостатками отсекателя ствола скважины являются: работы с регулятором-отсекателем осложнены индивидуальным подбором пружины (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана, а также расчетами давления в камере сильфона.
Известен скважинный клапан-отсекатель (аналог), предназначенный для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ. Патент РФ №2112863, E21B 34/06. Опубликован 10.06.1998 г.
Скважинный клапан состоит из двух дисков. Они имеют соосные отверстия и возможность разворота относительно друг друга для разобщения отверстий. Запорный узел имеет также механизм управления. В сопрягаемых поверхностях дисков выполнены проточки. Они образуют полость, гидравлически связанную каналом с надклапанным пространством. Работа скважинного клапана отсекателя основана на принципе револьверного механизма.
Недостатками скважинного клапана-отсекателя являются: отсутствие устройства для определения положения отверстия диска при провороте; для использования в компоновке в составе с электроцентробежным насосом необходима доработка устройства для поворота диска на нужный угол.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому (прототипом) является способ эксплуатации скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи (патент РФ №2500882, опуб.10.12.2013).
Данный способ эксплуатации скважин применим для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, вскрывающих два и более пласта и не может использоваться при текущих ремонтах скважины по замене глубинно-насосного оборудования.
Настоящее изобретение направлено на сохранение продуктивности пласта при проведении текущего ремонта скважин.
Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего исключить вредное влияние раствора глушения на продуктивный пласт за счет управляемого отключения продуктивной части пласта и беспрепятственного проведения смены насосного оборудования на скважинах с аномально низкими и высокими пластовыми давлениями.
Поставленная задача решается тем, что в способе отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающем спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи, согласно изобретению скважину спускают пакерную компоновку, содержащую пакер, якорь, электрический или электромеханический клапан, перекрывающий пропускной канал в пакере, блок датчиков и нижний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или к хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», соединяют верхний и нижний блоки «мокрого контакта», открывают электрический или электромеханический клапан посредством управления через блок «мокрый контакт», осуществляют эксплуатацию пласта погружным насосом до момента возникновения необходимости проведения подземного ремонта, после чего производят закрытие электрического или электромеханического клапана посредством управления через блок «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», извлекают из скважины и проводят подземный ремонт, по завершении которого повторяют операцию спуска электропогружного насоса.
Соединение по типу «мокрый» контакт используется для обеспечения надежного электрического соединения и рассоединения в скважинных условиях с электрическим клапаном и блоком датчиков, размещенных в пакерной системе. Питание, управление, передача информации электрического клапана и блока датчиков через соединение по типу «мокрый» контакт может быть осуществлено через силовой кабель погружного насоса (от «нулевой точки» электропогружного двигателя) либо через отдельно проложененный вдоль колонны насосно-компрессорных труб и насосного оборудования кабель (либо как дополнительный кабель в оплетке с силовым кабелем).
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 и 2 схематично представлены принципиальные схемы способа отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины для вариантов управления электрическим клапаном: через силовой кабель погружного насоса 3 и через дополнительный канал 21.
На фиг.1 и 2 изображены схемы компоновки после спуска всех частей оборудования и стыковки «мокрого» контакта, дополненные скважинным насосом 5, погружным электродвигателем 6 с блоком телеметрии (ТМС) 7, силовым кабелем КРБК 3 либо дополнительным каналом из геофизического кабеля 21, закрепленных на трубах 2 крепежными поясами 4 либо протекторами 22.
«Мокрый» контакт состоят из двух блоков - блока верхнего «мокрого» контакта 8 и нижнего «мокрого» контакта 14, соединение которых в скважинных условиях позволяет получить надежный электрический контакт. Примером, частного случая в поверхностных условиях, может служить соединение «вилка-розетка». В скважинных условиях данное соединение осложняется наличием элетропроводимой среды (скважинной жидкости), высоких значений давления и температуры, наличием взвешенных твердых частиц, постепенно оседающих на забой скважины.
Верхняя часть блока «мокрый» контакт 8 снабжена контактной группой 10 и стыковочным узлом 12 для обеспечения механического и электрического соединения и разъединения верхней и нижней частей «мокрого» контакта для питания электрического (либо электромагнитного) клапана 18.
На фиг.3-7 изображены процессы сборки компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.
Спущенная компоновка (Фиг.7) представляет собой подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежный насос 5 (либо другой тип насоса), погружной электродвигатель 6, а также соединенные механически блоки верхнего 8 и нижнего 14 «мокрого» контакта. Блок нижнего «мокрого» контакта 14, а также эклектический клапан 18 расположены в пакерной компоновке 17 с механическими якорями 16 (Фиг.1). Якоря предназначены для предотвращения осевого смещения пакера в случае высоких перепадов давлений над пакерной и подпакерной зонах.
В случае спуска пакерного оборудования ниже глубины спуска насосного оборудования блок верхнего «мокрого» контакта монтируется на хвостовике (колонне труб или штанг), непосредственно закрепленном в нижней точке электродвигателя электроцетробежного насоса.
Управление электроклапаном 18 осуществляется с устья скважины со станции управления 1 путем подачи питания на электропривод клапана.
В целях снижения риска запирания клапана за счет высокого противодавления в подпакерной расположение электроклапана 18 предусмотрено таким образом, что закрытие запирающего устройства осуществляется сверху-вниз. При достижении запирающего устройства седла клапана 19 достигается надежное разобщение пластов.
При открытом клапане поток жидкости пласта по каналам 15 в пакерной компоновке поступают на прием насоса и далее на устье скважины.
Спуск внутрискважинного оборудования для проведения текущего подземного ремонта скважин можно осуществить двумя способами.
Первый способ (Фиг.3) предполагает спуск на колонне насосно-компрессорных труб 2 и специальном разъединителе 12 транспортного пакерного оборудования 17′ с якорями 16′, содержащего в своем составе электрический либо электромеханический клапан 18′ в закрытом состоянии и нижний блок «мокрого» контакта.
Второй способ (Фиг.4) предполагает спуск пакерной компоновки на колонне насосно-компрессорных труб 2 совместно с электрически и механически соединяемым и разъединяемым блоком «мокрый» контакт 8, 14. При этом каналом связи может служить прокладываемый вдоль колонны геофизический кабель 21, закрепляемый к колонне крепежными поясами 4. Соединение кабеля с верхним блоком «мокрого» контакта осуществляется через кабельный геофизический наконечник 23. Спуск пакерной компоновки в данном случае можно осуществить при открытом электроклапане 18. Данный вариант, кроме определения герметичности пакерной компоновки, позволит проверить работоспособность электроклапана, надежность соединения блока «мокрый» контакт.
Переток жидкости по двум способам происходит по заколонному пространству между пакерной компоновкой и эксплуатационной колонной.
При достижении расчетной глубинный спуска (это может быть глубина спуска насоса, глубина кровли пласта и т.д.) производят посадку пакерной компоновки 17, разъединение и подъем колонны труб. Проверку герметичности пакера и клапанного узла осуществляют посредством опрессовки эксплуатационной колонны.
Далее спускают сборку из погружного насосного оборудования с установленным в нижней части блоком верхнего «мокрого» контакта 8 (Фиг.6). После стыковки верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля 1 и управляемым электрически либо электромеханически клапаном 18, в результате появляется возможность контроля и измерения параметров состояния скважины и отсечения потока пластового флюида с пласта 20 в случае проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.
В случае необходимости профилактических и ремонтных работ насосного оборудования (смены насоса) смену насоса осуществляют следующим образом.
По команде с устья закрывают клапан 18 (Фиг.4), а также стравливают давление в затрубном пространстве. После чего производят срыв планшайбы, при котором происходит механическое и электрическое разъединение блоков «мокрого» контакта 8 и 14. При подъеме погружного оборудования производят периодическое замещение объема извлекаемого оборудования водой с целью сохранения противодавления на пакерную компоновку.
При замене насоса на заменяемый насос устанавливают блок верхнего «мокрого» контакта. С целью предотвращения удара о нижную часть оборудования в блоке нижнего «мокрого» контакта 14 предусмотрены направляющая воронка 11 и стопорное устройство 13 на определенном расстоянии от электрических контактов 10. При достижении элемента упора 9 верхнего «мокрого» контакта 8 происходит разгрузка веса всей колонны, что позволит определить положение нижней точки подвести и подобрать подгоночные патрубки для посадки планшайбы.
После сборки фонтанной арматуры по команде с устья открывают электроклапан 18 и производят стандартную процедуру вывода скважины на режим. При стыковке блоков «мокрого» контакта можно получить информацию о давлении в подпакерной зоне (внутрискважинное оборудование может предусматривать установку датчиков (давления, температуры), а также контролировать параметры работы скважины на выводе.
Технологический и экономический эффекты от использования способа отсечения пласта для проведения текущего ремонта без глушения скважины достигаются за счет сохранения продуктивности пласта, сокращения затрат на растворы глушения и ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.