Способ извлечения пакера из скважины
METHOD OF EXTRACTING A PACKER FROM A WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при извлечении пакера из скважины.
Известен способ капитального ремонта скважин (патент RU № 2108444, МПК Е21В 31/00, опубл. 10.04.1998 Бюл. № 10), связанный с залавливанием и извлечением из скважин устройств с центральным каналом, например, пакеров, причем одновременно с созданием натяжки инструмента в скважину закачивают загущенную вязкую жидкость.
Недостатком способа является низкая эффективность при срыве пакера с установкой 2 и более лет и большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами), а также невозможность применять в скважинах с расположением ниже пакера вскрытого высокоприемистого пласта из-за поглощения нагнетаемой загущенной жидкости или может привести к большим затратам этой жидкости, что делает способ очень дорогостоящим.
3
Наиболее близким по технической сущности является способ извлечения пакера из скважины (патент RU № 2593283, МПК Е21В 31/00, опубл. 10.08.2016 Бюл. № 22), включающий натяжение инструмента и закачку под пакер жидкости, причем предварительно открывают затрубную задвижку, жидкость закачивают под давлением насыщения околоскважинной зоны, после насыщения околоскважинной зоны повышают давление до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну, при этом в качестве жидкости используют жидкость с плотностью 1,04-1,27 г/см или пластовую воду данного месторождения.
Недостатком способа является низкая эффективность при срыве пакера с установкой 2 и более лет и большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия скважины уплотнительным(м) элементом(ами) из-за образования сильной адгезии (прилипания) уплотнительного элемента пакера к стенкам обсадной колонны скважины, а также невозможность применять в скважинах с расположением ниже пакера вскрытого высокоприемистого пласта из-за поглощения нагнетаемой жидкости до насыщения, то есть глубокого проникновения, что может привести к сложности к повторному вводу в эксплуатацию ихз-за глубокой (более 5 м) кольматации пласта.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа извлечения пакера из скважины, расширяющего функциональные возможности за счет возможности срыва в том числе пакера с установкой 2 и более лет, большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами) и при наличии ниже пакера вскрытого высокоприемистого поглощающего пласта за счет использования воздействия на пакер дополнительных усилий сжатия и применения вязкой жидкости, временно кольматирующей продуктивный пласт в призабойной зоне на глубину (радиус проникновения в пласт) 1–3 м.
Техническая задача решается способом извлечения пакера из скважины, включающим спуск на колонне труб ловильного инструмента с последующим герметичным захватом им пакера, предварительную закачку под давлением насыщения околоскважинной зоны жидкости под пакер, повышение давления до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну и натяжение инструмента.
Новым является то, что предварительно проводят анализ кернов вскрытого скважиной пласта, расположенного под пакером, для подбора вязкой жидкости, проникающей в пласт при давлении насыщения на глубину 1–3 м, а перед спуском инструмента колонну труб выше инструмента оснащают клапаном, выполненным с возможностью прокачки воздуха компрессором из затрубья в колонну труб, прокачкой воздуха в затрубье колонны труб выдавливают жидкость из пространства скважины выше пакера внутрь колонны труб, перед срывом пакера при натяжении инструмента и повышении давления ниже пакера производят нагнетание воздуха компрессором с устья скважины в затрубье колонны труб до давления равного давлению ниже пакра для его сжатия с последующим сбросом давления для возникновения резкого перепада давления, действующего снизу-верх.
Новым является также то, что при отсутствии срыва пакера нагнетание воздуха в затрубье скважины и сброс давления при натяжении инструмента и поддержании давления ниже пакера повторяют до его срыва.
Способ извлечения пакера из скважины осуществляют в следующей последовательности.
Предварительно проводят анализ кернов (не показаны) вскрытого скважиной 1 пласта 2, расположенного под пакером 3, для подбора вязкой жидкости, проникающей в пласт 2 при давлении насыщения на глубину 1–3 м от скважины 1, образуя непроницаемый для пластовой жидкости (нефть, вода, минеральная вода и/или т.п.) экран (кольматация пласта 2 – не показан). Практика на месторождениях Республики Татарстан (РТ) показала, что для длительной и надежной изоляции пласта 2 необходим экран с глубиной проникновения вязкой жидкости в пласт 2 на 5 м, а при глубине менее 1 м – практически не происходит изоляции пластовой жидкости из-за выдавливания ее внутрь скважины 1 из пласта 2 пластовым давлением. Поэтому как показала практика для временной изоляции пласта на время извлечения пакера 3 из скважины 1 необходимо и достаточно создание экрана с глубиной проникновения вязкой жидкости 1–3 м. В качестве вязкой жидкости можно использовать составы, описанные в патентах RU №№ 2114985, 2132936, 2742382, 2768569 или т.п. – автор на состав вязкой кольматирующей жидкости не претендует.
Максимальный объем закачиваемой жидкости определяют по формуле:
V
3
где  – объем закачиваемой вязкой кольматирующей жидкости, м;
π ≈ 3,14
– постоянная;
d –
диаметр ствола скважины 1, м;
r = 1÷3 м
глубина проникновения жидкости в пласт 2;
H –
толщина пласта, м;
h –
расстояние от нижнего края хвостовика (при наличии – показан условно), расположенного ниже продуктивного пласта 2, до «подошвы» (нижнего интервала) пласта 2, м.
Как показала практика объем закачки вязкой жидкости как минимум в 3,6 раза меньше, чем у наиболее близкого аналога.
Объем вязкой жидкости, определенный по формуле [1], ловильный инструмент 4 (показан условно), насос 5, воздушный компрессор с соответствующими манометрами 7 и 8 и подъемный механизм (мобильная вышка, мачта с лебедкой, гидравлический привод и/или т.п. – не показано) доставляют к скважине 1 для срыва пакера 3. В качестве ловильного инструмента (на его конструкцию автор не претендует) возможно использование конуса с правой резьброй, замкового механизма или любой труболовки с центральным проходным каналом (см. патенты RU №№ 2014431, 2091563, 2183252, 2266387 или. т.п.).
Производят спуск на колонне труб 9 ловильного инструмента 4 с последующим герметичным захватом им пакера 4, причем колонну труб 9 выше инструмента 4 оснащают клапаном 10 пропускающим внутрь колонны труб 9. Герметизируют устье скважины 1 (показано условно), насос 5 с манометром 7 сообщают на устье скважины с колонной труб 9, а компрессор 6 с манометром 8 – с затрубьем 11 колонны труб 9 скважины 1. Прокачкой воздуха компрессором в затрубье 11 через клапан 10 выдавливают жидкость из пространства скважины 1 выше пакера 3 внутрь колонны труб 9.Появление пузырьков газа в колонне труб 9 не устье свидетельствует о почти полном освобождении затрубья 11 скважины 1 от жидкости, небольшое количество оставшейся жидкости ниже клапана 10 практически не влияет на реализацию способа. После чего перестают нагнетать газ в затрубье 11 сквжины 1 компрессором 6, а столб жидкости в колонне труб 9 закрывает клапан 10. Производят закачку насосом 5 по колонне труб 9 расчетного объема вязкой жидкости с продавливанием ее менее плотной технической жидкостью (пресной водой, технической водой, минерализованной водой и/или т.п.) в зону 12 скважины 1 под пакером 3 и далее в пласт 2 до давления насыщения - резкого роста давления, но не более допустимого на эксплуатационную колонну (не показана), что контролируется манометром 7. После технологической выдержки, достаточной для реакции вязкой жидкости в пласте 3 (автор не претендует на это) насосом 5 поднимают давление в зоне 12 скважины 1 под пакером 3 до уровня близкого к допустимому, нагнетая при этом компрессором 6 воздух в затрубье 11 скважины 1 до давления не выше давления в колонне труб 9 (для исключения прорыва газа через клапан 10 внутрь колонны труб 9) и натягивая подъемным механизмом через колонну труб 9 инструмент 4 до максимально возможных тяговых нагрузок для самого механизма и колонны труб (данные берутся из паспортов к подъемному механизму и поставляемых труб для колонны 9), что контролируют устьевым индикатором веса (УИВ - не показан).
Так как сильная адгезия (прилипания) уплотнительного элемента пакера 3 к стенкам обсадной колонны скважины 1 происходит по наружному периметру пакера, а сверху и снизу пакер 3 подвержен воздействию агрессивных веществ (пластовых жидкостей, газа, реагентов, применяемых в скважине для увеличения отдачи продукции пластов, изоляции водопритоков и/или т.п.), то верхний слой (по периметру, сверху и снизу) пакера 3 отверждается (вулканизируется), а внутренний слой пакера 3 отсеется эластичным под защитой наружного слоя. В результате оказания на пакер 3 сжимающих давлений сверху при помощи компрессора 6 и снизу при помощи насоса 5 эластичная часть пакера 3 сжимается, а твердая часть по периметру пакера 3 сверху и снизу разрушается, отрываясь от стенок эксплуатационной колонны скважины 1, начиная с краев пакера 3. В отличие от аналогов, где отрыв пакера 3 от стенок скважины 1 давлением происходит только снизу.
После воздействия сжатия пакера 3 производят сброс из затрубья 11 скважины 1 воздуха (открытием впускных вентилей – не показано) и, как следствие, давления до атмосферного для возникновения резкого перепада давления, действующего снизу-верх. Так как в затрубье 11 отсутствует практически столб жидкости то гидравлическое усилие, направленное вверх из-за давления в подпакерной зоне 12 скважины 1, на 10 – 40 % больше (в зависимости от количества жидкости в затрубье 12), чем в аналогах. Особенно это актуально для пакеров 3 с установкой 2 года и более и большим интервалом перекрытия (более 0,7 м), на которые приходится наибольшее количество неудачных съемов приходится у аналогов (до 90%). После первого воздействия в предлагаемом способе как минимум 85% пакеров 3 было сорвано с места установки, что более чем в 2 раза выше наиболее близкого аналога (41%). При этом процент сорванных пакеров 3 не зависит также от приемистости пласта 2, расположенного под пакером, так как для каждого пласта 2 подбирают свою вязкую жидкость, обеспечивающую эффективный процесс срыва пакера 3.
При отсутствии срыва пакера 3 (определяют отсутствием снижения усилия натяжения на УИВ) повышение давления в затрубье 11 скважины 1 нагнетанием компрессором 6 воздуха и его сброс повторяют до срыва пакера 3 (определяют снижению показаний усилия на УИВ до массы колонны труб 9 с пакером 3). На практике большинство оставшихся пакеров 3 было сорвано после 2 попытки, и лишь два пакера 3 – после третьей. Не сорванных пакеров 3 на испытаниях не было.
При срыве пакера 3 практически безводное затрубье 11 начинает сообщаться с подпакерной зоной 12 скважины 1, вызывая интенсивных приток жидкости из пласта 2 (за счет внутрипластового давления) вместе с вязкой жидкостью, очищая пласт от нее.
Сорванный пакер 3 на колонне труб 9 извлекают из скважины 1. После проведения всех необходимых технологических операций скважину 1 продолжают использовать в качестве добывающей или нагнетательной (автор на это не претендует).
Предлагаемый способ извлечения пакера из скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности срыва в том числе пакера с установкой 2 и более лет, большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами) и при наличии ниже пакера вскрытого высокоприемистого поглощающего пласта за счет использования воздействия на пакер дополнительных усилий сжатия и применения вязкой жидкости, временно кольматирующей продуктивный пласт в призабойной зоне на глубину (радиус проникновения в пласт) 1–3 м.