RU2578136C1 - Способ герметизации эксплуатационной колонны - Google Patents
Способ герметизации эксплуатационной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578136C1 RU2578136C1 RU2015108557/03A RU2015108557A RU2578136C1 RU 2578136 C1 RU2578136 C1 RU 2578136C1 RU 2015108557/03 A RU2015108557/03 A RU 2015108557/03A RU 2015108557 A RU2015108557 A RU 2015108557A RU 2578136 C1 RU2578136 C1 RU 2578136C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- string
- well
- production
- cutting
- production casing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
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.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины.
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. 27.10.2003, Бюл. №30), 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, 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 при проведении герметизации эксплуатационной колонны;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны;
- в-третьих, привлечение дополнительных технических средств в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2507376, МПК E21B 33/124, опубл. 20.02.2014, Бюл №5), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента, причем перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервалов нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал герметизации эксплуатационной колонны, далее производят одновременную посадку пакеров, после чего поочередно проверяют герметичность посадки нижнего и верхнего пакеров снижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием по посадочному инструменту, причем сначала проверяют герметичность посадки нижнего пакера, а затем верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент с разделительным клапаном от левого переводника, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном 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.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды; кроме того, саморазрушающийся гель в пласте способствует снижению коллекторских свойств пласта;
- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с низкой продолжительностью эффекта, ввиду того, что заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);
- в-третьих, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с определением герметичности нижнего и верхнего пакеров (временная блокировка самораспадающимся гелем, свабирование и т.д.), что увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2509873, МПК E21B 33/122, опубл. 20.03.2014, Бюл №8), включающий проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на колонне труб, их посадку в эксплуатационной колонне скважины выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением колонны труб, при этом до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на колонне труб в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от колонны труб и сообщает внутренние пространства колонны труб с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по колонне труб снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке колонну труб с устья скважины и отворачивают колонну труб с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают колонну труб с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая надежность герметизации эксплуатационной колонны, обусловленная тем, что пакер сажается непосредственно в эксплуатационной колонне скважины, что позволяет отсечь интервалы нарушений эксплуатационной колонны изнутри, но не позволяет устранить сам источник возникновения нарушений в эксплуатационной колонне - заколонные перетоки пластовой воды;
- во-вторых, низкая эффективность герметизации эксплуатационной колонны, связанная с непродолжительной герметизацией, так как заколонные перетоки жидкости за эксплуатационной колонной инициируют возникновение нарушения эксплуатационной колонны в другом интервале (выше или ниже загерметизированного участка эксплуатационной колонны);
- в-третьих, ограниченная возможность применения (только в скважинах с вертикальным стволом), что обусловлено невозможностью реализации данного способа в наклонном или горизонтальном стволе скважины ввиду использования левого переводника для механического отсоединения вращением колонны труб от компоновки.
Техническими задачами предложения являются повышение надежности герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, повышение эффективности герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков жидкости путем отсечения источника обводнения посадкой верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины, а также возможность реализации способа в наклонном или горизонтальном стволе скважины за счет гидравлического отсоединения колонны труб от компоновки.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим 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 колонне труб, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение колонны труб из скважины.
Новым является то, что 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, 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, на устье скважины 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 водонабухащий 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, 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, производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента, после чего извлекают колонну труб с посадочным инструментом 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.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины следующим образом.
Проводят геофизические исследования, например, в вертикальной добывающей скважине и определяют интервалы негерметичности эксплуатационной колонны 1 (фиг. 1), например, диаметром 168 мм и три интервала негерметичности 2′, 2″, 2′′′ (нарушения) по глубине эксплуатационной колонны 1 в интервале плохого сцепления цементого камня за эксплуатационной колонной 1, что вызвано наличием источника обводнения 3, например, водоносного пропластка, вследствие чего происходят заколонные перетоки 4 за эксплуатационной колонной 1.
Например, интервалы нарушений 2′, 2″, 2′′′ находятся в интервале 920-1080 м, а водоносный пропласток 3 - в интервале 983-987 м, при этом между водоносным пропластком (983-987 м) и интервалом нарушений 2′, 2″, 2′′′ (920-1080 м) происходят заколонные перетоки 4.
Затем выше интервала негерметичности (нарушение 2′ в интервале 920 м) и ниже интервала негерметичности (нарушение 2′′′ в интервале 1080 м) эксплуатационной колонны 1 проводят геофизические исследования и определяют верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 с длиной l1 и l2 соответственно.
Верхний 5 и нижний 6 интервалы вырезания эксплуатационной колонны 1 в интервале вырезания должны иметь целый (неразрушенный) цементный камень за эксплуатационной колонной 1 без заколонного перетока 4, не попадать на муфты труб эксплуатационной колонны и находиться на расстоянии не менее 5 м от верхнего (нарушение 2′ в интервале 920 м) и от нижнего (нарушение 2′′′ в интервале 1080 м) интервалов.
Длину верхнего 5 (l1) и нижнего 6 (l2) интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1 определяют в зависимости от перепада давления в скважине, воспринимаемого водонабухающими пакерами, устанавливаемыми впоследствии в эти интервалы вырезания l1 и l2 (фиг. 4). Так, например, при перепаде давления в скважине 80 МПа необходимо в эксплуатационной колонне 1 (фиг. 1) вырезать по 4 м длины верхнего 5 (l1) и нижнего 6 (l2) интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1. Таким образом, верхний интервал вырезания l1 будет находиться в интервале 1090-1094 м, а нижний интервал вырезания l2 будет находиться в интервале 906-910 м с расстоянием l2 (910-1090 м) между верхним 5 (l1) и нижним 6 (l2) интервалами вырезания эксплуатационной колонны 1. С устья скважины в эксплуатационную колонну 1 спускают бурильную колонну 7, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 любой известной конструкции.
Подачей технологической жидкости, например пресной воды, плотностью 1000 кг/м3 с устья скважины в колонну бурильных труб 7 осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале 5 вырезания эксплуатационной колонны на длину l1=4 м. Затем осуществляют резку эксплуатационной колонны 1 сверху вниз в нижнем интервале 6 вырезания эксплуатационной колонны на длину l2=4 м. Поднимают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и вырезающим устройством 9 на устье скважины.
На устье скважины заменяют вырезающее устройство 9 на раздвижной расширитель 10.
Вновь спускают в эксплуатационную колонну 1 (фиг. 2) скважины колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и раздвижным расширителем 10 на конце, при этом используют раздвижной расширитель 10 (фиг. 1 и 2) любой известной конструкции. Подачей технологической жидкости, например пресной воды, плотностью 1000 кг/м3 с устья скважины в колонну бурильных труб 7 последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня (после вырезания) сначала верхнего 5, а затем нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1. Затем извлекают колонну бурильных труб 7 с гидравлическим забойным двигателем 8 и раздвижным расширителем 10 из эксплуатационной колонны 1 скважины.
На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: жесткий центратор 11 (фиг. 3), нижний водонабухающий пакер 12 длиной, равной длине l2=4 м нижнего интервала вырезания 6 эксплуатационной колонны, трубу 13 длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания L, например, L=150 м, верхний водонабухающий пакер 14 длиной, равной длине l1=4 м верхнего интервала 5 вырезания эксплуатационной колонны 1, патрубок 15 (длиной 4 м), разбуриваемый пакер 16 с посадочным инструментом 17.
В качестве жесткого центратора 11 применяют любой известный жесткий центратор, например, описанный в патенте RU №83095 «Жесткий центратор для обсадной колонны» МПК E21B 17/10, опубл. 20.05.2009, Бюл. №14 или патенте RU №1633084 «Центратор для обсадной колонны», МПК E21B 17/10, опубл. 07.03.1991, Бюл. №9.
В качестве трубы 13 и патрубка 15 используют колонну 89 мм с толщиной стенки 7 мм колонну труб по ГОСТ 633-80.
В качестве разбуриваемого пакера 16 используют любую известную конструкцию проходного разбуриваемого пакера, обеспечивающего гидравлическую посадку, например, описанную в патенте RU №2374427 «Пакер разбуриваемый» МПК E21B 33/12, опубл. 27.11.2009, Бюл. №33 или патенте RU №2379468 «Пакер разбуриваемый» МПК E21B 33/12, опубл. 20.01.2010, Бюл. №2.
Нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры, например, наружным диаметром 133 мм, выполняют сборными, состоящими из нескольких патрубков длиной 1 м с внутренним диаметром 100 мм. Количество свинченных между собой патрубков зависит от длины вырезанного участка так, чтобы длина водонабухающих пакеров 12 и 14 была не более длины верхнего (l1=4 м) и нижнего (l2=4 м) интервалов вырезания, чтобы эксплуатационная колонна 1 не препятствовала радиальному расширению водонабухающих пакеров 12 и 14. Таким образом, нижний 12 и верхний 14 водонабухающие пакеры состоят из четырех свинченных между собой патрубков.
Спускают компоновку на колонне труб 18 (фиг. 3 и 4), в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, в эксплуатационную колонну 1 скважины так, чтобы верхний 14 и нижний 12 водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего 5 и нижнего 6 интервалов вырезания эксплуатационной колонны 1 соответственно.
Производят посадку разбуриваемого пакера 16 в эксплуатационной колонне 1. Для этого заполняют колонну труб 18 и посадочный инструмент 17 технологической жидкостью, например пресной водой, плотностью 1000 кг/м3. Создают в колонне труб 18 избыточное давление, например, 17,0 МПа.
В результате происходят гидравлическая посадка разбуриваемого пакера 16 в эксплуатационной колонне 1 и отсоединение колонны труб 18 с посадочным инструментом 17 от компоновки (жесткого центратора 11, нижнего водонабухающего пакера 12, трубы 13, верхнего водонабухающего пакера 14, патрубка 15 и разбуриваемого пакера 16).
Исключение вращения колонны труб 18 при посадке компоновки в скважине позволяет реализовать способ герметизации эксплуатационной колонны в скважине с наклонным или горизонтальным стволом.
Разбуриваемый пакер 16 после посадки в эксплуатационной колонне обеспечивает фиксацию компоновки в заданном интервале скважины.
Извлекают колонну труб 18 с посадочным инструментом 17 из эксплуатационной колонны 1 скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны 1 скважины, после чего осуществляют технологическую выдержку, например, в течение 14 сут для набухания и пакеровки верхнего 5 и нижнего 6 водонабухающих пакеров в скважине.
Жесткий центратор 11 и разбуриваемый пакер 16 после посадки обеспечивают центрирование компоновки относительно эксплуатационной колонны 1 и равномерное прижатие по периметру эластомеров водонабухающих пакеров 12 и 14 к горной породе.
Опытным путем установлено, что радиальное расширение (набухание) водонабухающего пакера с наружным диаметром 133 мм до диаметра 145 мм составляет 5-7 сут, при этом максимальный перепад давления, воспринимаемый водонабухающим пакером, составляет 8,5 МПа.
Повышается надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет посадки верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой, а не в эксплуатационной колонне 1.
Повышается эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков 4 жидкости путем отсечения источника обводнения 3 посадкой верхнего 14 и нижнего 12 пакеров в заколонном пространстве скважины.
После чего скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают в эксплуатацию.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить надежность герметизации эксплуатационной колонны за счет отцентрированной посадки верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины в прямом контакте с горной породой с помощью жесткого центратора и разбуриваемого пакера, посаженного в эксплуатационной колонне, а также повысить эффективность герметизации эксплуатационной колонны за счет исключения заколонных перетоков жидкости путем отсечения источника обводнения посадкой верхнего и нижнего пакеров в заколонном пространстве скважины.
Кроме того, возможна реализация предлагаемого способа герметизации эксплуатационной колонны в скважине с горизонтальным или наклонным стволом за счет гидравлического отсоединения колонны труб от компоновки при посадке разбуриваемого пакера в заданном интервале эксплуатационной колонны.
Claims (1)
- Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий 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 колонне труб, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение колонны труб из скважины, отличающийся тем, что 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, 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, на устье скважины 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 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, 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, производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента, после чего извлекают колонну труб с посадочным инструментом 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108557/03A RU2578136C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108557/03A RU2578136C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2578136C1 true RU2578136C1 (ru) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648191
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015108557/03A RU2578136C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2578136C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109989726A (zh) * | 2018-11-22 | 2019-07-09 | 上海中煤物探测量有限公司 | 分隔式井下定点灌注器及其应用在修理供水管井中的方法 |
| CN111691399A (zh) * | 2020-07-06 | 2020-09-22 | 兰州大学 | 一种旋转喷射劈裂注浆装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236556C1 (ru) * | 2003-04-15 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Разбуриваемый механический пакер |
| RU2457315C1 (ru) * | 2011-02-22 | 2012-07-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Пакер гидравлический проходной |
| RU2509873C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| WO2014094137A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Resource Well Completion Technologies Inc. | Multi-stage well isolation and fracturing |
-
2015
- 2015-03-11 RU RU2015108557/03A patent/RU2578136C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2236556C1 (ru) * | 2003-04-15 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Разбуриваемый механический пакер |
| RU2457315C1 (ru) * | 2011-02-22 | 2012-07-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Пакер гидравлический проходной |
| RU2509873C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| WO2014094137A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Resource Well Completion Technologies Inc. | Multi-stage well isolation and fracturing |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109989726A (zh) * | 2018-11-22 | 2019-07-09 | 上海中煤物探测量有限公司 | 分隔式井下定点灌注器及其应用在修理供水管井中的方法 |
| CN111691399A (zh) * | 2020-07-06 | 2020-09-22 | 兰州大学 | 一种旋转喷射劈裂注浆装置 |
| CN111691399B (zh) * | 2020-07-06 | 2021-06-08 | 兰州大学 | 一种旋转喷射劈裂注浆装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2660704C2 (ru) | Способ испытания барьера | |
| US10738567B2 (en) | Through tubing P and A with two-material plugs | |
| US7380603B2 (en) | Well abandonment apparatus | |
| US20180252069A1 (en) | A Plugging Tool, and Method of Plugging a Well | |
| CA2757950C (en) | Ported packer | |
| US9822632B2 (en) | Method of pressure testing a plugged well | |
| US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| US10982499B2 (en) | Casing patch for loss circulation zone | |
| RU2611792C1 (ru) | Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины | |
| NO20180669A1 (en) | Zone isolation cementing system and method | |
| RU2578136C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
| RU2570156C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2513793C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2570178C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| GB2577954A (en) | Plug and abandonment with overdisplaced cement | |
| US9567828B2 (en) | Apparatus and method for sealing a portion of a component disposed in a wellbore | |
| US10961809B2 (en) | Systems and methods for smart well bore clean out | |
| Pyecroft et al. | Second generation testing of cased uncemented multi-fractured horizontal well technology in the Horn River | |
| US20240060400A1 (en) | Performing a wellbore tieback operation | |
| WO2019098855A1 (en) | Method of abandoning a well | |
| NO20171862A1 (en) | Method and apparatus for plugging a well | |
| Sidle | Technology Update: Flexible, Single-Skin Completion Concept Meets Well Integrity, Zonal Isolation Needs |