Способ герметизации эксплуатационной колонны

Авторы патента:

Салимов Олег Вячеславович (RU)

Сахапова Альфия Камилевна (RU)

Махмутов Ильгизар Хасимович (RU)

Зиятдинов Радик Зяузятович (RU)

Сулейманов Фарид Баширович (RU)

E21B33/122 - группа (серия) пакеров

Владельцы патента RU 2518981:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками в наклонно направленных скважинах. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU №2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостаток данного способа заключается в том, что закачка цементного раствора не обеспечивает восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью механического посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров сразу после их посадки. Кроме того, при применении механического посадочного инструмента с левым переводником в наклонно направленных скважинах возможно возникновение сложностей при отворачивании посадочного инструмента от пакера вследствие того, что при большой кривизне скважины 20° и более посадочный инструмент (колонна насосно-компрессорных труб) при вращении опирается на стенки скважины. Все это снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;

- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа в наклонно направленных скважинах за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.

Поставленные задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны.

Новым является то, что перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность.

На фиг.1-5 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся гелем, например, который самораспадается после проверки герметичности нижнего пакера через 8 ч, закачивая его в пласт по колонне труб (на фиг.1-5 не показано). В качестве самораспадающегося геля используют полисахаридный гель (по патенту RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 10.02.2010 г.). Для его приготовления сначала получают жидкий гелеобразующий агент смешением 50,0 мас.% гуаровой камеди; 3,0 мас.% нефтенола ВКС-Н и 47,0 мас.% дизельного топлива. Затем готовят полисахаридный гель смешением 1,0 мас.% жидкого гелеобразующего агента; 0,1 мас.% ПАВ - регулятора деструкции; 0,3 мас.% боратного сшивателя БС-1; 0,1 мас.% деструктора ХВ и 98,5 мас.% пресной воды. Описание используемых реагентов приведено в таблице.

Таблица
Наименование	Характеристика	ГОСТ, ТУ
Дизельное топливо	-	ГОСТ 305-82. 4.2.2.
Гуаровая камедь	мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого цвета, представляет собой химически немодифицированный натуральный полимер	Импортного производства и/или по патенту RU №2381252
Нефтенол ВКС-Н	смесь анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия, подвижная жидкость от светло- до темно-коричневого цвета	ТУ 2483-025-54651030-2008
ПАВ-регулятор деструкции	азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета	ТУ 2499-070-17197708-03
Боратный сшиватель БС-1	борсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета	ТУ 2499-069-17197708-03
Деструктор ХВ	персульфат щелочного металла (Na или К) или аммония, неорганическое соединение, белый порошок	ТУ 2499-074-17197708-03

Для приготовления полисахаридного геля используют передвижную установку для приготовления и закачки в скважину растворов из сыпучих и жидких химических реагентов (КУДР-10).

На устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер 1 (см. фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, ее длину выбирают больше протяженности интервала негерметичности 3 с нарушениями 3', 3", 3'" по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность интервала негерметичности 3 по эксплуатационной колонне 4 находится в интервале 920-1170 м, т.е. составляет 250 м, поэтому длину НКТ выбирают равной 270 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5.

Затем на верхний пакер 5 наворачивают гидравлический разъединитель 6. Далее спускают компоновку на посадочном инструменте 7 в интервал негерметичности эксплуатационной колонны 4 между нарушениями 3' и 3'". В качестве посадочного инструмента 7 используют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.

В качестве гидравлического разъединителя 6 применяют устройства (гидравлические разъединители) (по патенту RU №2444607, МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №7 от 10.03.2012 г., или патенту RU №2439281, МПК Е21В 17/06, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2012 г.). Например, для герметизации эксплуатационной колонны диаметром 146 мм используют пакеры следующих марок: нижний пакер 1-ПРО-ЯМО2-122, верхний пакер 5-ПРО-ЯДЖ-О-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан). По индикатору веса (на фиг.1-5 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 120 кН.

Далее последовательно производят посадку пакеров 1 и 5. Сначала осевым перемещением посадочного инструмента 7 с устья скважины на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер 1. Затем разгрузкой компоновки весом 120 кН на нижний пакер 1 сажают верхний пакер 5 (см. фиг.2). После чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Для этого через внутреннее пространство 8 (см. фиг.2) посадочного инструмента 7 в эксплуатационную колонну 4 скважины в интервал посадки нижнего пакера 5 спускают на кабеле 9 геофизический прибор 10, который позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 4 в интервале нижнего пакера 1. По показаниям геофизического прибора определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Например, с помощью геофизического прибора 10 выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 1.

Геофизический прибор 10 применяют любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 с наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (г.Бугульма, Республика Татарстан), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 4.

Для того чтобы доставить геофизический прибор 10 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:

D>d,

где D - внутренний проходной диаметр гидравлического разъединителя 6, мм.

Например, D равен 50 мм;

d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, d равен 42 мм.

Затем извлекают геофизический прибор 10 на кабеле 9 из скважины.

При негерметичной посадке нижнего пакера 1 срывают пакеры 1 и 5 и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке пакеров 1 и 5 и проверке нижнего пакера 1 на герметичность.

При герметичной посадке нижнего пакера 1 проверяют герметичность посадки верхнего пакера 5. Для этого на устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1-5 не показан), например ЦА-320, с межколонным пространством 11 скважины (см. фиг.3). Закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³, производят заполнение межколонного пространства 9 над верхним пакером 5.

Затем производят опрессовку эксплуатационной колонны 4 по межколонному пространству 11 скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну 4. Для этого герметизируют межколонное пространство 9 на устье скважины, т.е. закрывают затрубную задвижку (на фиг.1-5 не показана) и создают внутри эксплуатационной колонны 4 (см. фиг.3) избыточное давление, равное допустимому давлению на эксплуатационную колонну 4, выдерживают в течение 30 мин. Определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 11,0 МПа, тогда создают в эксплуатационной колонне 4 избыточное давление жидкости, равное 11,0 МПа, и выдерживают в течение 30 мин.

Если по истечении 30 мин падение давления не превышает 5% от начального значения давления, например, в течение 30 мин избыточное давление жидкости снизилось до 10,5 МПа, что составляет 4,1% от начального давления жидкости, то это свидетельствует о герметичной посадке верхнего пакера 5.

Если по истечении 30 мин падение давления превышает 5% от начального значения, например, в течение 30 мин избыточное давление жидкости снизилось до 9,2 МПа, что составляет 16,3% от начального давления жидкости, равного 11 МПа, то это свидетельствует о негерметичной посадке верхнего пакера 5.

При негерметичной посадке верхнего пакера 5 срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.

При герметичной посадке обоих пакеров 1 и 5 в эксплуатационной колонне 4 приводят в действие гидравлический разъединитель 6 (см. фиг.4). Для этого с устья скважины в посадочный инструмент 7 сбрасывают металлический шар 12 (см. фиг.4), который садится в посадочное седло 13 гидравлического разъединителя 6.

На устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1-5 не показан), например ЦА-320, с посадочным инструментом 7 (см. фиг.4) и заполняют посадочный инструмент 7 технологической жидкостью, создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, например 7 МПа, что приводит к отстыковке посадочного инструмента 7 с гидравлическим разъединителем от верхнего пакера 5. После чего приподнимают посадочный инструмент 7 и убеждаются в его отсоединении от верхнего пакера 5, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1-5 не показан), установленному на устье скважины. Например, если вес компоновки составляет 120 кН, то после отсоединения вес извлекаемого из скважины оборудования (посадочного инструмента 8 с гидравлическим разъединителем 6 будет составлять: 120 кН - 25 кН = 95 кН.

Посадочный инструмент 7 оснащен гидравлическим разъединителем 6, который позволяет исключить технологическую операцию по вращению посадочного инструмента (отворачиванию), при этом отсоединение посадочного инструмента 7 от компоновки производится гидравлически за счет создания избыточного давления в посадочном инструменте 7, что позволяет повысить эффективность герметизации эксплуатационной колонны 4 в наклонно направленных скважинах.

Извлекают посадочный инструмент 7 (см. фиг.4) с гидравлическим разъединителем 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (см. фиг.5). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров 1 и 5 срывают эти пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками в наклонно направленных скважинах.

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Способ герметизации эксплуатационной колонны // 2513793

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Способ герметизации эксплуатационной колонны // 2509873

Пакер сдвоенный с приводом от вращения // 2475621

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа.

Насосная установка для одновременной или раздельной закачки вытесняющего агента в два интервала скважины // 2393342

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений. .

Устройство для изоляции перфорации скважины // 2307918

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважин. .

Способ герметизации эксплуатационной колонны при промывке скважины с пескопроявлениями и устройство для его осуществления // 2305173

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Устройство для обработки и сохранения коллекторских свойств пласта // 2299971

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при их обработке и эксплуатации. .

Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине // 2298639

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в скважинах с относительно небольшими глубинами, в которых веса инструмента недостаточно для создания необходимой нагрузки при запакеровке.

Способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (варианты) // 2215122

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для герметизации эксплуатационной колонны. .

Селективный устанавливаемый модуль для многоколонных пакеров // 2521243

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины // 2534118

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины содержит спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами. Снизу колонна насосно-компрессорных труб с помощью гидравлического разъединителя соединена с двухпакерной компоновкой, состоящей из двух набухающих пакеров, соединенных межпакерной трубой, длина которой превышает длину интервала водопритока в скважине, на нижнем конце двухпакерной компоновки установлен перфорированный патрубок, в исходном положении герметично перекрытый изнутри втулкой и зафиксированный срезным элементом, при этом на нижнем конце патрубка установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины, причем в рабочем положении втулка имеет возможность ограниченного перемещения вниз под действием запорного элемента, спускаемого по колонне насосно-компрессорных труб с устья скважины до упора в торец гидравлического отклонителя с открытием перфорированных отверстий патрубка и фиксации в патрубке ниже ее перфорированных отверстий. Предлагаемое устройство позволяет повысить надежность в работе за счет упрощения конструкции и качество герметизации интервала водопритока в процессе эксплуатации скважины за счет использования водо- и нефтеводонабухающих пакеров в зависимости от типа жидкости в том интервале, в котором они установлены, и производить отключение интервалов водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, при этом снижаются затраты на монтаж (демонтаж) и обслуживание в процессе эксплуатации скважины, так как устройство спускают в скважину отдельно от эксплуатационного оборудования. 2 ил.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой // 2541982

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Способ герметизации эксплуатационной колонны // 2570178

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Способ герметизации эксплуатационной колонны // 2578136

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, а также в возможности реализации способов в наклонном или горизонтальном стволе скважины. Способ включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск на колонне труб в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности и извлечение колонны труб из скважины. При этом после определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны. Затем с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством и осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны. Поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины и заменяют вырезающее устройство на раздвижной расширитель и вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и раздвижным расширителем на конце и последовательно сверху вниз производят удаление остатков разрушенного цементного камня сначала из верхнего, а затем из нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны. После чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: жесткий центратор, нижний водонабухающий пакер, трубу, верхний водонабухающий пакер, разбуриваемый пакер с посадочным инструментом. Спускают компоновку на технологической колонне труб в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, и производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента. Извлекают колонну труб с посадочным инструментом из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины и осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Трубная исполнительная система и способ // 2592316

Группа изобретений относится к трубным исполнительным системам и способам приведения в действие множества трубных исполнительных механизмов. Техническим результатом является уменьшение негативного воздействия на поток в стволе скважины. Трубная исполнительная система и способ приведения ее в действие содержит множество последовательностей исполнительных механизмов, установленных в трубном изделии, при этом, по меньшей мере, одна из последовательностей имеет несколько исполнительных механизмов, причем каждый из множества исполнительных механизмов, по меньшей мере, в одной из последовательностей можно изменить, переведя из первого положения, обеспечивающего проход пробок меньше выбранного габарита, во второе положение, обеспечивающее приведение в действие пробками выбранных диаметров, причем множество исполнительных механизмов, по меньшей мере, в одной из последовательностей распределено в трубном изделии так, что расположенный выше по потоку из любых двух из множества исполнительных механизмов может входить в контакт для срабатывания большей одной из пробок, чем расположенный ниже по потоку из двух из множества исполнительных механизмов, когда переведен во второе положение, и множество последовательностей распределены так, что для любых двух последовательностей расположенная выше по потоку из двух последовательностей требует большей пробки для изменения исполнительных механизмов в ней. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 ил.

Скважинный закачивающий инструмент // 2596811

Группа изобретений относится к скважинным закачивающим инструментам, скважинным системам с указанным инструментом и к способам для формования в скважине цементной пробки. Техническим результатом является заполнение и полное перекрытие ствола скважины при закачивании текучей среды. Скважинный закачивающий инструмент содержит закачивающий модуль, содержащий первую разжимную манжету, выполненную с возможностью обеспечения первого уплотнения с указанной внутренней стенкой; вторую разжимную манжету, выполненную с возможностью обеспечения второго уплотнения с указанной внутренней стенкой; причем две указанные манжеты в разжатом состоянии совместно ограничивают изолированную зону затрубного пространства; по меньшей мере один трубный элемент, вытянутый в продольном направлении между двумя манжетами, причем указанный трубный элемент обеспечивает проход для текучей среды между впускным отверстием, расположенным в одном конце трубного элемента, и выпускным отверстием, расположенным в трубном элементе между манжетами; причем вторая разжимная манжета соединена с возможностью скольжения с трубным элементом и смещения в продольном направлении от первой разжимной манжеты под действием закачиваемой текучей среды, закачиваемой в изолированную зону, с увеличением тем самым расстояния между двумя манжетами; причем закачивающий модуль дополнительно содержит удерживающую муфту, расположенную с возможностью скольжения вокруг разжимных манжет для предотвращения непредусмотренного разжимания разжимных манжет во время введения скважинного закачивающего инструмента, при этом удерживающая муфта выполнена с возможностью скольжения в продольном направлении, а разжимные манжеты освобождаются путем перемещения удерживающей муфты в продольном направлении. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.