Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины



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

Владельцы патента RU 2534118:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины.

Известно устройство для изоляции пластов в скважине (патент RU №2071545, МПК Е21В 33/12, опубл. в Бюл. №1 от 10.01.1997 г.), включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом, и обратные клапаны, при этом устройство снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера, муфтой и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, помещенных между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в нее кольцевого конуса верхнего пакера.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, недостаточная надежность, связанная со сложным принципом работы, причем узлы устройства взаимозависимы и срабатывают в определенной, зависимой друг от друга последовательности;

- в-третьих, невозможность проведения изоляции в открытых стволах многозабойной горизонтальной скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для отключения притока пластовой воды в скважинах с горизонтальным забоем (патент на полезную модель RU №30158, МПК Е21В 33/12, опубл. в Бюл. №17 от 20.06.2003 г.), включающее спускаемые на колонне насосно-компрессорных труб надувные пакеры, при этом один из концов насосно-компрессорных труб заглушен для обеспечения одновременной пакеровки ствола скважины, а другой присоединен к эксплуатационному оборудованию, причем в насосно-компрессорных трубах выполнены каналы напротив продуктивных пластов, при этом в насосно-компрессорных трубах напротив надувных пакеров выполнены дополнительные отверстия, которые снабжены прямыми клапанами и механизмом сброса давления для каждого надувного пакера. В каналах насосно-компрессорных труб установлены обратные клапаны, а внутри насосно-компрессорных труб установлен глубинный насос, причем насосно-компрессорные трубы дополнительно снабжены центраторами, которые расположены в непосредственной близости к надувным пакерам.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей (прямые и обратные клапаны, центраторы);

- во-вторых, высокие затраты на монтаж (демонтаж) и обслуживание устройства в процессе эксплуатации, так как эксплуатационное оборудование включено в состав устройства для отключения притока пластовой воды, поэтому в случае его поломки, например заклинивании плунжера глубинного насоса, необходимо извлекать все устройство целиком из скважины;

- в-третьих, невозможность отключения интервалов водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины;

- в-четвертых, низкое качество герметизации (отключения) интервала водопритока с использованием надувных пакеров в открытом стволе скважины, а также сложная технология посадки надувных пакеров;

- в-пятых, недостаточная надежность работы, обусловленная возможными отказами работы прямых и обратных клапанов.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности работы устройства и качества герметизации интервала водопритока в открытом стволе скважины с возможностью отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, упрощение конструкции устройства, а также снижение затрат на его обслуживание.

Поставленные технические задачи решаются устройством для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, содержащим спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами.

Новым является то, что 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.

На фиг.1 и 2 показано предлагаемое устройство в процессе работы.

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной 1', 1''…1n горизонтальной скважины 1 (фиг.1) содержит спускаемую в многозабойную горизонтальную скважину 1, состоящую, например, из двух открытых стволов 1' и 1'', колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. Например, применяют колонну НКТ диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80.

Колонна НКТ 2 снизу с помощью гидравлического разъединителя 3 соединена с двухпакерной компоновкой, состоящей из двух набухающих пакеров: верхнего 4 и нижнего 5, соединенных между собой межпакерной трубой 6. Длина L межпакерной трубы 6 превышает длину А интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины 1.

В качестве гидравлического разъединителя 3 может быть использовано любое устройство для разъединения колонны труб, например левый переводник или срезной элемент (на фиг.1 и 2 не показаны), разрушаемое при разгрузке устройства на забой 7 (см. фиг.1) горизонтальной скважины 1.

На нижнем конце двухпакерной компоновки установлен перфорированный отверстиями 8 патрубок 9, в исходном положении герметично перекрытый изнутри втулкой 10 и зафиксированный срезным элементом 11.

На нижнем конце патрубка 9 установлен гидравлический отклонитель 12, обеспечивающий попадание в открытый ствол 1' или 1'' многозабойной горизонтальной скважины 1.

В рабочем положении втулка 10 имеет возможность ограниченного перемещения вниз до упора в торец 13 гидравлического отклонителя 12 с открытием перфорированных отверстий 8 патрубка 9 и фиксации втулки 10 в патрубке 9 ниже ее перфорированных отверстий 8.

Фиксация втулки 10 относительно патрубка 9 осуществляется, например, разрезным стопорным кольцом (на фиг.1 и 2 не показано), установленным во внутренней кольцевой выборке патрубка 9 (см. фиг.1) ниже перфорированных отверстий 8.

Ограниченное перемещение втулки 10 относительно патрубка 9 осуществляют под действием запорного элемента, спускаемого по колонне насосно-компрессорных труб до посадки в верхний торец втулки 10, например, с помощью продавочной пробки 14 (см. фиг.2), проталкиваемой по колонне НКТ 2 под действием избыточного давления сверху.

В качестве пакеров 5 и 6 применяют набухающие пакеры, например, марки ТАМ.

Гидравлический отклонитель 12 (фиг.1) оснащен снизу штоком 16 и насадкой 17 с отверстием. Шток 16 гидравлического отклонителя 12 под действием избыточного давления жидкости в колонне труб 2 обеспечивает попадание колонны труб 2 в любой из открытых стволов 1' или 1'' многозабойной скважины 1, например в открытый ствол 1'. Насадка 17 с отверстием штока 16 гидравлического отклонителя 12 обеспечивает проведение промывки в процессе спуско-подъемных операций колонны труб 2.

В качестве гидравлического отклонителя 5 могут применяться устройства, широко используемые в ОАО «Татнефть» для проведения промывок и кислотных обработок многозабойных скважин, описанные в патентах RU №2318111, МПК Е21В 23/00, опубл. 27.02.2008 г., или №2318112, МПК Е21В 23/00, опубл. 27.02.2008 г. в Бюл. №6.

Устройство работает следующим образом.

Для определения интервала водопритока в многозабойную горизонтальную скважину 1 спускают геофизический прибор (на фиг.1 и 2 не показан) любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г. Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин.

С помощью данного прибора проводят геофизические исследования, например термометрию и дебитометрию (приток), и определяют обводняющийся интервал в открытых стволах 1' и 1'' многозабойной горизонтальной скважины 1.

Например, определяют, что интервалом водопритока является интервал 970-1120 м открытых стволов 1' и 1'' (см. фиг.1) многозабойной горизонтальной скважины 1.

Для отключения интервала водопритока 15 (интервал 970-1120 м) в открытых стволах 1' и 1'' многозабойной горизонтальной скважины 1 на устье скважины собирают предлагаемое устройство, как показано на фиг.1.

Устройство спускают в многозабойную горизонтальную скважину 1 до тех пор, пока гидравлический отклонитель 12 не окажется напротив входа в открытый ствол 1' (фиг.1), например в интервале 1010 м. В процессе спуска устройства производят промывку многозабойной скважины 1 через насадку 17 с отверстием штока 16 гидравлического отклонителя 12. Промывка горизонтальной скважины 1 в процессе спуска устройства позволяет исключить его завал шламом.

Затем с устья многозабойной горизонтальной скважины 1 с помощью любого известного насоса, например цементировочного агрегата марки ЦА-320, в колонну НКТ 2 закачивают технологическую жидкость, в качестве которой используют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3, и создают избыточное давление жидкости, которое через внутреннее пространство колонны НКТ 2 передается во внутреннее пространство (на фиг.1, 2 не показано) гидравлического отклонителя 12.

В результате шток 16 гидравлического отклонителя 12 поворачивается в сторону открытого ствола 1'. Далее, не снижая избыточного давления в колонне НКТ 2, продолжают спуск колонны НКТ 2 в открытый ствол 1' многозабойной горизонтальной скважины 1 до упора в забой 7 (например, в интервале 1140 м) открытого ствола 1' многозабойной горизонтальной скважины 1. Данная технологическая операция позволяет определить точное нахождение (попадание) колонны НКТ 2 в заданном открытом стволе 1', так как открытые стволы 1' и 1'' многозабойной скважины 1 имеют различные значения забоев. При этом нижний набухающий пакер 5 находится в открытом стволе 1' ниже (правее) интервала водопритока 15, а верхний набухающий пакер 4 - в основном стволе горизонтальной скважины 1 выше (левее) интервала водопритока 15.

Нижний набухающий пакер 5, находящийся в открытом стволе 1', выполнен нефтеводонабухающим, так как расположен в обводненном нефтеносном интервале, а верхний пакер 4, находящийся в основном стволе многозабойной горизонтальной скважины, является водонабухающим, так как расположен в обводненном интервале. Набухающие пакеры 4 и 5 разбухают и герметично изолируют интервал водопритока 15 длиной А.

Набухающие пакеры 4 и 5 представляют собой эластомер специализированного состава, который разбухает за счет поглощения жидкости в скважине и перекрывает затрубное пространство в любых открытых или обсаженных стволах. Таким образом, установив набухающие пакеры 4 и 5 на границах обводнения скважины 1, по результатам геофизических исследований отключают обводненный горизонтальный участок продуктивного интервала (на фиг.1 и 2 не показан).

С устья многозабойной горизонтальной скважины 1 (см. фиг.2) в колонну труб 2 устанавливают продавочную пробку 14, которую под действием избыточного давления, создаваемого закачкой насосным агрегатом ЦА-320 технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, проталкивают через внутреннее пространство колонны НКТ 2.

Продавочная пробка 14 под действием избыточного давления жидкости перемещается по колонне НКТ 2 и достигает втулки 10. При достижении избыточного давления в колонне НКТ 2, например 7 МПа, разрушается срезной элемент 11.

После чего продавочная пробка 14 перемещает втулку 10 вниз относительно патрубка 9 до упора в торец 13 гидравлического отклонителя 12 с открытием перфорированных отверстий 8 патрубка и фиксации (на фиг.1 и 2 не показано) втулки 10 (см. фиг.1) в патрубке 9 ниже ее перфорированных отверстий 8.

Далее приводят в действие гидравлический разъединитель 3, например разгружают колонну НКТ 2 на забой 7, при этом происходит разрушение штифтов (на фиг.1 и 2 не показаны), фиксирующих двухпакерную компоновку относительно колонны НКТ 2 (см. фиг.2), и отсоединение колонны НКТ 2 от двухпакерной компоновки.

Далее колонну НКТ 2 извлекают из многозабойной горизонтальной скважины 1. В скважину 1 спускают эксплуатационное оборудование, например лифтовую колонну труб с погружным насосом.

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.

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, содержащее спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами, отличающееся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

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.

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

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

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

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.

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.

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.

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.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-11-27 2014-11-26T19:08:00
Наверх