RU2513793C1 - Method of production string sealing - Google Patents

Method of production string sealing Download PDF

Info

Publication number
RU2513793C1
RU2513793C1 RU2012144890/03A RU2012144890A RU2513793C1 RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1 RU 2012144890/03 A RU2012144890/03 A RU 2012144890/03A RU 2012144890 A RU2012144890 A RU 2012144890A RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
tool
landing
setting tool
packers
Prior art date
Application number
RU2012144890/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ренат Рафаэльевич Бикбулатов
Ильгизар Хасимович Махмутов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Роман Алексеевич Табашников
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2012144890/03A priority Critical patent/RU2513793C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2513793C1 publication Critical patent/RU2513793C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, in particular, to methods of production string sealing. Method of production string sealing includes running-in of two packers interconnected by a tube at a setting tool made as a flow column, setting of these packers in production string above and below the failure and further removal of the setting tool. Before seal failure appears in the production string radial openings are made at the lower end of the setting tool and a limiter is installed below the radial openings; in initial position the radial openings are covered by a hollow sleeve capable of limited axial movement till it rests upon the setting tool limiter and fixes in the setting tool; when seal failure occurs at the well head the following assembly is arranged bottom-up: the lower packer, a tube, the upper packer, the left crossover shoe; then the assembly is set at the setting tool to the place of leak failure in the production string; thereafter the packers are seated and sealing of the lower packer seating is checked; for this purpose a geophysical tool is run in at the setting tool to the point of the lower packer location and geophysical study is made; then the geophysical tool at the cable is removed from the well and at the well head a rubber plug with metal tip from the bottom is inserted into the setting tool, the plug is pressed into the setting tool until the metal tip fixes in the hollow sleeve; herewith the plug shuts off two-packer setting tightly from the setting tool and radial openings in the setting tool are open and communicate the inner space of the setting tool and tubing-casing annulus above the upper packer; thereafter level of fluid is decreased in tubing-casing annulus above the upper packer by swabbing against the setting tool and sealing degree of the upper packer seating is determined; in case of sealed seating of both packers the setting tool is rotated clockwise starting from the well head thus unscrewing it from the left crossover shoe and the setting tool is removed from the flow string to the surface; in case of untight seating of at least one packer both packers are unset and the whole assembly is removed for inspection, thereafter all the above operations are repeated. There's a possibility to check tightness of both the upper and the lower packer and removal of two-packer unit to the well-head in case of untight seating of at least one packer thus providing high effectiveness of production string sealing by two-packer units.EFFECT: suggested method of production string sealing is simple as far as the whole sealing process is carried out during one tool running.4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №21 от 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.A known method of restoring the tightness of production casing (patent RU 2116432, IPC E21B 33/13, published in bulletin No. 21 dated 07/27/1998), including the preparation and injection into the well of plugging mixtures, including cement mortar, selling them for the column in the interval leaks production casing.

Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.The disadvantage of this method is that the injection of cement does not sufficiently ensure the restoration of the tightness of the production string, therefore, with increased injectivity of the leakage interval, the success of insulation work does not exceed 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью 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, на концах которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method of sealing a production casing and shutting down formations (patent RU No. 2215122, IPC E21B 33/122, published in bulletin No. 30 of 10.27.2003), including the installation of two packers with the help of a landing tool : upper and lower, connecting them together by a pipe, at the same time first install a lower packer with a polished sleeve below the sealing interval, but above the reservoir, and then lower the second packer with a pipe attached to it, at the end of which n plunger, insert the plunger into the sleeve of the lower packer and plant the upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, at the ends of which there are plungers, the lower packer set above the reservoir.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров после их посадки, что снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;- secondly, the inability to determine the tightness of the upper and lower packers after they are planted, which reduces the efficiency of work on sealing the production casing;

- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.- thirdly, the impossibility of extracting a two-packer layout for revision without involving additional technical means in case of leaky landing of one or both packers.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа 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.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the implementation of the method by ensuring the tightness of the production string with the possibility of extracting a two-packer arrangement at the wellhead and simplifying the technological process of implementing the method in one round trip.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим 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.The stated technical problems are solved by the method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well on a landing tool made in the form of a tubing string — tubing, two packers connected by a pipe, their landing in the production casing above and below the violation, followed by removal landing tool.

Новым является то, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.What is new is that until leakage occurs in the production casing, radial holes are made at the lower end of the landing tool, and a stop is installed below the radial holes in the landing tool, the radial holes in the initial position are sealed by a hollow sleeve that has the possibility of limited axial movement to the stop in the landing limiter the tool and fixation in it, after the appearance of leaks at the wellhead, the following arrangement is assembled from the bottom up: the bottom core, pipe, upper packer, left sub, run the assembly down into the leakage interval of the production string on the planting tool, then packers are planted, and then check the tightness of the lower packer planting, for which a geophysical instrument is lowered along the cable to the production tool into the production well in interval of the lower packer and perform geophysical studies, then remove the geophysical instrument on the cable from the well, at the wellhead in the planting tool by a rubber stopper with a metal tip is inserted from below, it is pressed through until the metal tip is fixed in the hollow sleeve, while the rubber stopper seals the two-packer assembly from the planting tool and the radial holes of the planting tool open, which communicate the inner space of the planting tool and the annular space of the well above the upper packer, then lower the liquid level in the annulus of the well above the upper packer by swabbing at the landing ins the tightness of the landing of the upper packer, and with a tight fit of both packers, rotate the landing tool clockwise from the wellhead, turning the landing tool from the left sub, remove the landing tool from the production casing to the surface, when at least one of the packers is sealed, the packers are torn and retrieve the entire layout for revision, and then repeat the above operations.

На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.Figure 1-4 schematically and sequentially shows the proposed method of sealing a production casing.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом.The method of sealing production casing is implemented as follows.

До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента 1 (см. фиг.1), выполненного в виде колонны насосно-компрессорных труб, например, диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, выполняют радиальные отверстия 2, а ниже радиальных отверстий 2 в посадочном инструменте 1 устанавливают ограничитель 3, например, ограничитель 3 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения посадочного инструмента 1.Before leakage occurs in the production casing at the lower end of the landing tool 1 (see Fig. 1), made in the form of a tubing string, for example, with a diameter of 73 mm and a wall thickness of 5.5 mm, radial holes 2 are made, and below the radial holes 2 in the planting tool 1 set the stop 3, for example, the stop 3 is made in the form of an internal annular narrowing of the landing tool 1.

Диаметр радиальных отверстий 2 составляет 8-10 мм с расположением в одном ряду от 4 до 12 отверстий. Например, в посадочном инструменте 1 в одном ряду выполняют 8 отверстий диаметром 10 мм.The diameter of the radial holes 2 is 8-10 mm with an arrangement in the same row from 4 to 12 holes. For example, in the landing tool 1, 8 holes with a diameter of 10 mm are made in one row.

Радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1 в начальном положении герметично перекрываются полой втулкой 4. В начальном положении полая втулка 4 зафиксирована срезным винтом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).The radial holes 2 of the landing tool 1 in the initial position are sealed by the hollow sleeve 4. In the initial position, the hollow sleeve 4 is fixed with a shear screw (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4).

В рабочем положении полая втулка 4 имеет возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 3 посадочного инструмента 1 и фиксации в посадочном инструменте 1, например, с помощью стопорного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).In the working position, the hollow sleeve 4 has the possibility of limited axial movement until it stops in the stop 3 of the landing tool 1 and fixation in the landing tool 1, for example, using a locking ring (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4).

После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер 5, труба 6, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 73 мм, длина которой должна превышать протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8.After a leak occurs at the wellhead, the following arrangement is assembled from bottom to top: bottom packer 5, pipe 6, which is used as a tubing string (tubing) with a diameter of, for example, 73 mm, the length of which must exceed the length of 7 leakage interval 7 '... 7 n production casing 8.

Например, протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8 находится в интервале 1370-1710 м, т.е. составляет 340 м, поэтому длину колонны труб НКТ выбирают больше, чем протяженность интервала негерметичности (340 м), например длиной 360 м. Далее на трубу 6 наворачивают верхний пакер 9.For example, the length 7 of the leakage interval 7 '... 7 n along production casing 8 is in the range 1370-1710 m, i.e. is 340 m, so the length of the string of tubing pipes is chosen to be greater than the length of the leakage interval (340 m), for example, 360 m long. Next, the upper packer 9 is screwed onto the pipe 6.

Затем на верхний пакер 9 наворачивают левый переводник 10. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 1 в интервал негерметичности 7'…7n эксплуатационной колонны 8 скважины.Then, the left sub 10 is screwed onto the upper packer 9. Next, the layout is lowered on the landing tool 1 into the leak interval 7 '... 7 n of the production casing 8 of the well.

В качестве посадочного инструмента 1 применяют, например, колонну насосно-компрессорных труб 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.As a landing tool 1, for example, a tubing string of 73 mm with a wall thickness of 5.5 mm is used.

Например, для герметизации нарушений в 146 мм эксплуатационной колонне в нее спускают два пакера: нижний 5 - марки ПРО-ЯМО2 -122, а верхний 9 - марки ПРО-ЯДЖ-O-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), соединенные с трубой 6, т.е. колонной насосно-компрессорных труб длиной 360 м и диаметром 89 мм.For example, to seal violations in a 146 mm production casing, two packers are lowered into it: the bottom 5 - brands PRO-YAMO2 -122, and the top 9 - brands PRO-YaJ-O-122, manufactured by NPF “Packer” (Oktyabrsky, Republic Bashkortostan, Russian Federation) connected to pipe 6, i.e. tubing string 360 m long and 89 mm in diameter.

После спуска компоновки (см. фиг.1) в скважину размещают пакеры 5 и 9 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 8 (между нарушениями 7'…7n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 150 кН.After the descent of the arrangement (see Fig. 1), packers 5 and 9 are placed in the well in the interval of leakage of the production string 8 (between violations 7 '... 7 n ). According to the weight indicator (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) installed at the wellhead, the weight of the whole arrangement, for example, 150 kN, is recorded.

Производят посадку нижнего 5 и верхнего 9 пакеров (см. фиг.2) и проверяют герметичность посадки нижнего пакера 5 в эксплуатационной колонне 8.Make the landing of the lower 5 and upper 9 packers (see figure 2) and check the tightness of the landing of the lower packer 5 in the production casing 8.

Для этого спускают геофизический прибор 11 на кабеле 12 по посадочному инструменту 1 в эксплуатационную колонну 8 скважины в интервал нижнего пакера 5 (1720 м). Геофизический прибор 11 позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 8 в интервале пакера 5. По показаниям геофизического прибора 11 определяют герметичность посадки нижнего пакера 5. Например, с помощью геофизического прибора выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 5.To do this, lower the geophysical instrument 11 on the cable 12 along the landing tool 1 into the production casing 8 of the well in the interval of the lower packer 5 (1720 m). The geophysical device 11 allows you to record (measure) the temperature change of the fluid in the well and measure the noise level in the production casing 8 in the interval of the packer 5. According to the testimony of the geophysical device 11, the tightness of the landing of the lower packer 5 is determined. For example, using a geophysical device, thermometry and sound metering are performed and changes in temperature and noise level are judged on the tightness of the landing of the lower packer 5.

Геофизический прибор 11 может быть любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г.Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 8.Geophysical instrument 11 can be of any known design, for example, a complex modular instrument of the GDI-7 brand with an outer diameter of 42 mm and a length of 3 m manufactured by Tatneftegeofizika-Universal LLC (Republic of Tatarstan, Bugulma), designed to conduct hydrodynamic studies and determine the interval flooding production casing 8.

Для того чтобы доставить геофизический прибор 11 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:In order to deliver the geophysical instrument 11 to the interval of the reservoir, the following conditions must be met:

D2>D1>d,D 2 > D 1 > d,

где D2 - внутренний диаметр ограничителя 3 посадочного инструмента 1, мм. Например, 56 мм;where D 2 is the inner diameter of the stopper 3 of the landing tool 1, mm For example, 56 mm;

D1 - внутренний диаметр полой втулки 4 посадочного инструмента 1, мм. Например, 50 мм;D 1 - the inner diameter of the hollow sleeve 4 of the landing tool 1, mm For example, 50 mm;

d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, 42 мм. Затем извлекают геофизический прибор 11 на кабеле 12 из скважины.d is the outer diameter of the geophysical instrument, mm. For example, 42 mm. Then remove the geophysical instrument 11 on the cable 12 from the well.

При негерметичной посадке нижнего пакера 4 его срывают и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.When the lower packer 4 is not sealed, it is torn off and the entire two-packer assembly is removed for revision, after which the lowering, landing and checking the upper packer for leaks are repeated.

При герметичной посадке нижнего пакера 4 на устье скважины в посадочный инструмент 1 устанавливают резиновую пробку 13 (см. фиг.3) с металлическим наконечником снизу 14. Наружный диаметр резиновой пробки 13 выбирают равным внутреннему диаметру посадочного инструмента 1. Внутренний диаметр посадочного инструмента 1 равен: 73 мм-(2·5,5 мм)=62 мм.When the lower packer 4 is sealed, a rubber stopper 13 (see Fig. 3) with a metal tip from the bottom 14 is installed at the wellhead in the wellhead 1. The outer diameter of the rubber stopper 13 is chosen equal to the inner diameter of the landing tool 1. The inner diameter of the landing tool 1 is: 73 mm - (2 · 5.5 mm) = 62 mm.

Наружный диаметр металлического наконечника 14 равен внутреннему диаметру полой втулки 4, равному D1=50 мм.The outer diameter of the metal tip 14 is equal to the inner diameter of the hollow sleeve 4, equal to D 1 = 50 mm

Под действием избыточного давления жидкости, создаваемого закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, насосным агрегатом, например марки ЦА-320, в посадочном инструменте 1, продавливают резиновую пробку 13 вниз до взаимодействия ее с полой втулкой 4, при этом срезной винт (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) полой втулки 4 (например, при давлении 6 МПа) разрушается, полая втулка 4 перемещается вниз до взаимодействия ее с ограничителем 3 посадочного инструмента 1 и резиновая пробка 13 с металлическим наконечником 14 фиксируется в полой втулке 4. Фиксацию резиновой пробки 13 с металлическим наконечником 14 в полой втулке 4 посадочного инструмента 1 осуществляют любым известным способом, например с помощью разрезных стопорных колец (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).Under the action of excess fluid pressure created by the injection of technological fluid, for example fresh water with a density of 1000 kg / m 3 , a pumping unit, for example, CA-320 brand, in the planting tool 1, push the rubber plug 13 down until it interacts with the hollow sleeve 4, while the shear screw (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) of the hollow sleeve 4 (for example, at a pressure of 6 MPa) is destroyed, the hollow sleeve 4 is moved down until it interacts with the stop 3 of the landing tool 1 and the rubber stopper 13 with a metal tip 14 lock they are carried out in the hollow sleeve 4. The rubber stopper 13 is fixed with the metal tip 14 in the hollow sleeve 4 of the landing tool 1 by any known method, for example, by means of split retaining rings (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4).

В результате резиновая пробка 13 (см. фиг.3) герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 1, при этом сама резиновая пробка 13 и полая втулка 4 остаются неподвижными относительно посадочного инструмента 1. Открываются радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1, которые сообщают внутреннее пространство 15 посадочного инструмента 1 и межколонное пространство 16 скважины выше верхнего пакера 9.As a result, the rubber stopper 13 (see FIG. 3) hermetically seals the two-packer assembly from the landing tool 1, while the rubber stopper 13 and the hollow sleeve 4 remain stationary relative to the landing tool 1. The radial holes 2 of the landing tool 1 are opened, which communicate the inner space 15 landing tool 1 and the annular space 16 of the well above the upper packer 9.

Затем снижают уровень жидкости свабированием в межколонном пространстве 16 скважины над верхним пакером 9 по посадочному инструменту 1 до глубины посадки верхнего пакера 5 (1360 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в межколонном пространстве 16 скважины 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например поднялся до уровня 1120 м, следовательно, существует переток жидкости из интервала негерметичности 7'…7n в эксплуатационную колонну 4 и верхний пакер 9 негерметичен. При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 4 и верхний 9 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.Then, the liquid level is reduced by swabbing in the annulus 16 of the well above the upper packer 9 by the landing tool 1 to the depth of the upper packer 5 (1360 m) and the recovery of the liquid level is monitored by a resistivity meter (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4) after reduction the liquid level in the annulus 16 of the well 4 after 1, 3 and 5 hours. If after 1, 3 and 5 hours the liquid level in the well has not changed, i.e. there is no fluid movement, then the upper packer 5 is tight. If after 1, 3 and 5 hours the fluid level in the well has changed, for example, it has risen to the level of 1120 m, therefore, there is a fluid flow from the leakage interval 7 '... 7 n into production casing 4 and the upper packer 9 is leaky. When the upper packer is not sealed, the lower 4 and upper 9 packers are torn off and the entire two-packer assembly is removed for revision, after which the lowering, landing and checking the upper packer for leaks are repeated.

При герметичной посадке пакеров вращают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 1 от левого переводника 10.When the packers are sealed, rotate the planting tool 1 (see Fig. 3) clockwise (7-8 turns) from the wellhead and unscrew the planting tool 1 from the left sub 10.

Затем приподнимают посадочный инструмент 1 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 1 от верхнего пакера 9, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 5, трубы 6, верхнего пакера 9 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, например если вес компоновки составляет 150 кН, то вес компоновки без посадочного инструмента 1 составляет 120 кН, т.е. потеря веса составляет, например 30 кН.Then they lift the landing tool 1 and make sure that the landing tool 1 is disconnected from the upper packer 9, as evidenced by the weight loss of the lower packer 5, pipe 6, upper packer 9 by the weight indicator (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4), installed at the wellhead, for example, if the layout weight is 150 kN, the layout weight without planting tool 1 is 120 kN, i.e. weight loss is, for example, 30 kN.

Извлекают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) с левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 8 на поверхность. В эксплуатационной колонне 8 скважины остаются: нижний пакер 5, труба 6 и верхний пакер 9 (см. фиг.4). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.The landing tool 1 is removed (see FIG. 3) with the left sub 6 from production casing 8 to the surface. In the production casing 8 of the well remain: lower packer 5, pipe 6 and upper packer 9 (see figure 4). If one of the packers is not sealed, the packers are torn down and the entire assembly is removed for revision, after which the operations of temporarily blocking the formation, lowering, landing and checking the packers for leaks are repeated.

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 как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.The proposed method for sealing the production casing is simple to implement, since the entire technological process of sealing the production casing is carried out in one run of the tool. It is possible to control the tightness of the landing of both the upper and lower packers, as well as to extract the two-packer assembly at the wellhead in case of leaky landing of at least one of the packers, which guarantees high success of work on sealing production casing with two-packer assemblies.

Claims (1)

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий 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, отличающийся тем, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции. The method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of a well on a landing tool made in the form of a tubing string, two packers connected by a pipe, their landing in the production casing above and below the violation, followed by removal of the landing tool, characterized in that until leaks appear in the production casing, radial holes are made at the lower end of the landing tool, and below the radial holes in the landing tool a limiter is installed in the pipe, the radial holes in the initial position are hermetically sealed with a hollow sleeve, which has the possibility of limited axial movement up to the stop in the stopper of the landing tool and fixation in it, after leakage occurs at the wellhead, the following arrangement is assembled from bottom to top: lower packer, pipe, upper packer, left sub, release the layout into the leakage interval of the production string on the landing tool, then packers are planted, after which check the tightness of the lower packer landing, for which the geophysical instrument is lowered along the landing tool into the production casing of the well in the lower packer interval and the geophysical surveys are carried out, then the geophysical instrument is removed from the well on the cable, and a rubber plug with a metal tip is installed at the wellhead from below, push it until the metal tip is fixed in the hollow sleeve, while the rubber stopper seals off the two-packer component from the planting tool and open the radial holes of the planting tool, which communicate the inner space of the planting tool and the annulus of the well above the upper packer, after which they reduce the liquid level in the annulus of the well above the upper packer by swabbing the planting tool and determine the tightness of the landing of the upper packer, when tight the landing of both packers rotate the landing tool clockwise from the wellhead, turning the landing tool ment from the left sub, they remove the landing tool from the production casing to the surface, when at least one of the packers is leaky, the packers are torn off and the entire assembly is removed for revision, after which the above operations are repeated.
RU2012144890/03A 2012-10-22 2012-10-22 Method of production string sealing RU2513793C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) 2012-10-22 2012-10-22 Method of production string sealing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) 2012-10-22 2012-10-22 Method of production string sealing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2513793C1 true RU2513793C1 (en) 2014-04-20

Family

ID=50481069

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) 2012-10-22 2012-10-22 Method of production string sealing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2513793C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2563268C2 (en) * 2014-09-16 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2670816C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4605062A (en) * 1985-06-10 1986-08-12 Baker Oil Tools, Inc. Subsurface injection tool
SU1657637A1 (en) * 1989-06-26 1991-06-23 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин Device for testing of wells
RU2116432C1 (en) * 1997-08-28 1998-07-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method for restoring tightness of production strings
RU2160364C1 (en) * 1999-08-20 2000-12-10 Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it
RU20342U1 (en) * 2001-04-23 2001-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" PACKER DRILLED
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2298639C1 (en) * 2005-10-10 2007-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for reservoirs separation inside well
RU2305173C2 (en) * 2005-07-25 2007-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method and device for production string sealing during sandy well flushing
RU2387809C1 (en) * 2009-06-23 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit for dual bed operation in one chink
RU2447256C1 (en) * 2010-10-05 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bridge plug

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4605062A (en) * 1985-06-10 1986-08-12 Baker Oil Tools, Inc. Subsurface injection tool
SU1657637A1 (en) * 1989-06-26 1991-06-23 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин Device for testing of wells
RU2116432C1 (en) * 1997-08-28 1998-07-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method for restoring tightness of production strings
RU2160364C1 (en) * 1999-08-20 2000-12-10 Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it
RU20342U1 (en) * 2001-04-23 2001-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" PACKER DRILLED
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2305173C2 (en) * 2005-07-25 2007-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method and device for production string sealing during sandy well flushing
RU2298639C1 (en) * 2005-10-10 2007-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for reservoirs separation inside well
RU2387809C1 (en) * 2009-06-23 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit for dual bed operation in one chink
RU2447256C1 (en) * 2010-10-05 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Bridge plug

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2563268C2 (en) * 2014-09-16 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2670816C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-25 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string
RU2670816C9 (en) * 2017-12-25 2018-11-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2660704C2 (en) Barrier testing method
CN103061684B (en) Open-hole horizontal well segmentation many bunches of homogeneous acidification tubing strings and acidization tool thereof
US20190055839A1 (en) Tracer patch
CA2757950C (en) Ported packer
GB2555637A (en) Method of plugging and pressure testing a well
US9822632B2 (en) Method of pressure testing a plugged well
CN109844257B (en) Well control using improved liner tieback
US20150083395A1 (en) Mitigating leaks in production tubulars
RU2509873C1 (en) Sealing method of production string
RU2576422C1 (en) Method of physical abandonment of wells
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2513793C1 (en) Method of production string sealing
RU2578095C1 (en) Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells
RU2732167C1 (en) Method of repairing casing string in non-cemented part (embodiments)
RU2507376C1 (en) Sealing of oil string
US20140367094A1 (en) Method and Apparatus for Testing a Tubular Annular Seal
RU2534118C1 (en) Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well
RU2350742C1 (en) Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well
RU2533470C2 (en) Procedure for recovery of tightness in flow strings
RU2578136C1 (en) Method of sealing production casing
Wellhoefer et al. Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir
RU2570178C1 (en) Method of production string sealing
CN211314199U (en) Horizontal well annular output profile testing device
RU2705117C1 (en) Method of insulating well element leakage determining
RU2614998C1 (en) Method of deep gas well equipment with tubing string composition

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191023