RU2593283C1 - Method of extracting packer from well - Google Patents
Method of extracting packer from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2593283C1 RU2593283C1 RU2015131289/03A RU2015131289A RU2593283C1 RU 2593283 C1 RU2593283 C1 RU 2593283C1 RU 2015131289/03 A RU2015131289/03 A RU 2015131289/03A RU 2015131289 A RU2015131289 A RU 2015131289A RU 2593283 C1 RU2593283 C1 RU 2593283C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- liquid
- pressure
- extracting
- Prior art date
Links
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при извлечении пакера из скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in removing the packer from the well.
Известен способ извлечения пакера из скважины, согласно которому в компоновку включают нижний и верхний центраторы, раздвижной фрезер с резцами и байонетный замок для соединения с пакером. Осуществляют сборку компоновки, спуск ее в скважину на колонне труб до расчетной глубины. Освобождают сухари фиксирующего механизма пакера от сжимающей нагрузки на эксплуатационную колонну при натяжении колонны труб и извлечения пакера из скважины. Уточняют место разрезания втулки фиксирующего механизма пакера и осуществляют ее разрезание на 1-2 см ниже сухарей фиксирующего механизма пакера. Разгружают колонну труб и соединяют байонетный замок с пакером. Извлечение пакера из скважины начинают с извлечения его верхней части, включающей сухари и уплотнительный элемент. После чего извлекают с помощью труболовки его нижнюю часть (патент РФ №2182643, кл. Е21В 31/00, Е21В 33/12, опубл. 20.05.2002).A known method of extracting the packer from the well, according to which the lower and upper centralizers, a sliding milling cutter with cutters and a bayonet lock for connecting to the packer are included in the arrangement. The assembly is carried out, its descent into the well on the pipe string to the calculated depth. The crackers of the packer fixing mechanism are freed from the compressive load on the production string by pulling the pipe string and removing the packer from the well. Clarify the place of cutting the sleeve of the locking mechanism of the packer and carry out its cutting 1-2 cm below the crackers of the locking mechanism of the packer. Unload the pipe string and connect the bayonet lock to the packer. Removing the packer from the well begins with the extraction of its upper part, including crackers and a sealing element. After that, the lower part is removed using a tube (RF patent No. 2182643, class ЕВВ 31/00, Е21В 33/12, publ. May 20, 2002).
Способ сложен и трудно выполним, требует применения дополнительных инструментов, зачастую не обеспечивающих необходимую точность стыковки элементов.The method is complex and difficult to perform, requires the use of additional tools, often not providing the necessary accuracy of the joining of elements.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ капитального ремонта скважин, связанный с залавливанием и извлечением из скважин устройств с центральным каналом, например пакеров, в соответствии с которым одновременно с созданием натяжки инструмента в скважину закачивают загущенную вязкую жидкость (патент РФ №2108444, кл. Е21В 31/00, опубл. 10.04.1998 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of overhaul of wells, associated with the capture and extraction from the wells of devices with a central channel, for example packers, according to which, simultaneously with the creation of a tool tension, a thickened viscous fluid is pumped into the well (RF patent No. 2108444, CL E21B 31/00, publ. 10.04.1998 - prototype).
Способ прост, не требует применения дополнительных инструментов, однако способ извлечения пакера не может создать необходимое усилие на длительно эксплуатируемый и заклиненный пакер даже в момент прокачки через него вязкой жидкости.The method is simple, it does not require the use of additional tools, however, the method of extracting the packer cannot create the necessary force for a long-running and jammed packer even when a viscous fluid is pumped through it.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности извлечения заклиненного пакера из скважины.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of extracting jammed packer from the well.
Задача решается тем, что в способе извлечения пакера из скважины, включающем натяжение инструмента и закачку под пакер жидкости, согласно изобретению, предварительно открывают затрубную задвижку, жидкость под пакер закачивают под давлением насыщения околоскважинной зоны, после насыщения околоскважинной зоны повышают давление до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну.The problem is solved in that in the method of extracting the packer from the well, including tensioning the tool and injecting the fluid under the packer, according to the invention, the annular valve is preliminarily opened, the fluid under the packer is pumped under saturation pressure of the near-wellbore zone, after saturation of the near-wellbore zone, the pressure is increased to a pressure not more than acceptable to the production casing.
В качестве жидкости используют пластовую воду данного месторождения, воду с плотностью 1,04-1,27 г/см3, раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде данного месторождения или раствор поверхностно-активного вещества в воде с плотностью 1,04-1,10 г/см3.The liquid used is produced water of a given field, water with a density of 1.04-1.27 g / cm 3 , a solution of a surfactant in produced water of a given field, or a solution of a surfactant in water with a density of 1.04-1, 10 g / cm 3 .
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При извлечении заклиненного пакера, особенно прослужившего в скважине не один год, не удается сорвать пакер из-за невозможности создать необходимое усилие на пакер даже в момент прокачки через него вязкой жидкости. Вязкая жидкость неизбежно фильтруется в околоскважинную зону, за счет чего снижается давление под пакером. Кроме того, сама вязкая жидкость обладает малой плотностью, что не способствует повышению давления под пакером и срыву пакера. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности извлечения заклиненного пакера из скважины. Задача решается следующим образом.When removing the stuck packer, which has served the well for more than one year, it is not possible to break the packer due to the inability to create the necessary force on the packer even when a viscous fluid is pumped through it. Viscous fluid is inevitably filtered into the near-wellbore zone, thereby reducing the pressure under the packer. In addition, the viscous liquid itself has a low density, which does not contribute to increasing the pressure under the packer and stalling the packer. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of extracting jammed packer from the well. The problem is solved as follows.
При извлечении пакера из скважины открывают затрубную задвижку и стравливают давление из затрубного пространства. Выполняют натяжение инструмента - колонны труб и закачку под пакер по колонне труб жидкости. Жидкость под пакер закачивают под давлением насыщения околоскважинной зоны, а после насыщения околоскважинной зоны повышают давление до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну. В качестве жидкости используют пластовую воду данного месторождения, воду с плотностью 1,04-1,27 г/см3, раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде данного месторождения или раствор поверхностно-активного вещества в воде с плотностью 1,04-1,10 г/см3.When removing the packer from the well, the annular valve is opened and the pressure is released from the annulus. The tension of the tool is carried out - pipe columns and injection under the packer along the liquid pipe string. The fluid under the packer is pumped under the saturation pressure of the near-wellbore zone, and after saturation of the near-wellbore zone, the pressure is increased to a pressure not exceeding the allowable for the production casing. The liquid used is produced water of a given field, water with a density of 1.04-1.27 g / cm 3 , a solution of a surfactant in produced water of a given field, or a solution of a surfactant in water with a density of 1.04-1, 10 g / cm 3 .
Жидкость с большей плотностью создает большее давление на пакер снизу, способствуя его срыву. Поверхностно-активное вещество в жидкости смачивает поверхности срывающегося пакера и стенок скважины, вызывая расклинивающий эффект, способствующий отслоению элементов пакера от скважины. Применение пластовой воды месторождения, которое вскрыто скважиной с пакером, позволяет избежать отрицательного воздействия воды на околоскважинную зону, сохранить продуктивность скважины.A liquid with a higher density creates more pressure on the packer from below, contributing to its breakdown. The surfactant in the liquid wets the surface of the tearing packer and the walls of the well, causing a proppant that promotes the delamination of the packer elements from the well. The use of formation water of the field, which is opened by a well with a packer, allows to avoid the negative impact of water on the near-wellbore zone, to preserve the productivity of the well.
В результате удается сорвать пакер и извлечь его из скважины.As a result, it is possible to disrupt the packer and remove it from the well.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Производят срыв и извлечение из скважины пакера. Пакер расположен на глубине 1850 м в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. Пакер соединен с устьем скважины колонной насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм. Пакер установили в скважине для проведения процесса гидравлического разрыва пласта. До момента срыва пакер находился в скважине 2 суток. Сорвать пакер подъемом колонны насосно-компрессорных труб не удается.Example 1. Produce stall and extract from the well packer. The packer is located at a depth of 1850 m in a production casing with a diameter of 168 mm. The packer is connected to the wellhead with a tubing string of 89 mm diameter. The packer was installed in the well for the hydraulic fracturing process. Before the breakdown, the packer was in the well for 2 days. It is not possible to break the packer by lifting the tubing string.
Открывают затрубную задвижку. Одновременно с натяжением на устье скважины колонны насосно-компрессорных труб с усилием 24 т по колонне насосно-компрессорных труб под пакер закачивают пластовую воду данного месторождения. Плотность пластовой воды составляет 1,18 г/см3. Пластовую воду закачивают вначале под давлением насыщения околоскважинной зоны в интервале 3-4 МПа на устье скважины, а после насыщения и прекращения приемистости скважины давление закачки увеличивают до допустимого на эксплуатационную колонну 7 МПа. Пакер срывают и поднимают из скважины вместе с колонной насосно-компрессорных труб.Open the annular valve. Simultaneously with the tension at the wellhead of the tubing string with a force of 24 tons, the produced water of this field is pumped under the packer into the tubing string. The density of produced water is 1.18 g / cm 3 . First, the produced water is pumped under the pressure of saturation of the near-wellbore zone in the range of 3-4 MPa at the wellhead, and after saturation and cessation of the injectivity of the well, the injection pressure is increased to a maximum of 7 MPa for the production casing. The packer is torn off and lifted from the well along with the tubing string.
Пример 2. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют воду с плотностью 1,04 г/см3.Example 2. Perform as example 1. As a liquid, water with a density of 1.04 g / cm 3 is used .
Пример 3. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют воду с плотностью 1,27 г/см3.Example 3. Perform as example 1. As a liquid, water with a density of 1.27 g / cm 3 is used .
Пример 4. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют воду с плотностью 1,09 г/см3.Example 4. Perform as example 1. As a liquid, water with a density of 1.09 g / cm 3 is used .
Пример 5. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют 0,1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде данного месторождения.Example 5. Perform as example 1. As a liquid, a 0.1% solution of the surfactant ML-81B in produced water of a given field is used.
Пример 6. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют 3%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-80 в пластовой воде данного месторождения.Example 6. Perform as example 1. As a liquid, use a 3% solution of the surfactant ML-80 in the formation water of this field.
Пример 7. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют 2%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-72 в пластовой воде данного месторождения.Example 7. Perform as example 1. As a liquid, use a 2% solution of the surfactant ML-72 in produced water of this field.
Пример 8. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют 3%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в воде с плотностью 1,04 г/см3.Example 8. Perform as example 1. As a liquid, use a 3% solution of the surfactant ML-81B in water with a density of 1.04 g / cm 3 .
Пример 9. Выполняют как пример 1. В качестве жидкости используют 0,1%-ный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-80 в воде с плотностью 1,10 г/см3.Example 9. Perform as example 1. As a liquid using a 0.1% solution of the surfactant ML-80 in water with a density of 1.10 g / cm 3 .
В результате по примерам 1-9 удается сорвать пакер и извлечь его из скважины.As a result, according to examples 1-9, it is possible to disrupt the packer and remove it from the well.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность извлечения заклиненного пакера из скважины.The application of the proposed method will improve the extraction efficiency of the jammed packer from the well.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015131289/03A RU2593283C1 (en) | 2015-07-28 | 2015-07-28 | Method of extracting packer from well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015131289/03A RU2593283C1 (en) | 2015-07-28 | 2015-07-28 | Method of extracting packer from well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2593283C1 true RU2593283C1 (en) | 2016-08-10 |
Family
ID=56612749
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015131289/03A RU2593283C1 (en) | 2015-07-28 | 2015-07-28 | Method of extracting packer from well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2593283C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724709C1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well equipment extraction |
RU2793113C1 (en) * | 2022-10-19 | 2023-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of extracting a packer from a well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1620604A1 (en) * | 1988-03-29 | 1991-01-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Method of eliminating seizure of drill string in hole |
SU1710696A1 (en) * | 1989-11-28 | 1992-02-07 | Институт проблем освоения Севера СО АН СССР | Method for stuck pipes release |
RU2108444C1 (en) * | 1996-05-21 | 1998-04-10 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Method for overhaul repair of wells |
US20030188869A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-09 | Tinker Donald W. | Flapper valve for single trip retrieval of packer tools |
RU80189U1 (en) * | 2008-09-01 | 2009-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | CATCHER |
-
2015
- 2015-07-28 RU RU2015131289/03A patent/RU2593283C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1620604A1 (en) * | 1988-03-29 | 1991-01-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Method of eliminating seizure of drill string in hole |
SU1710696A1 (en) * | 1989-11-28 | 1992-02-07 | Институт проблем освоения Севера СО АН СССР | Method for stuck pipes release |
RU2108444C1 (en) * | 1996-05-21 | 1998-04-10 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Method for overhaul repair of wells |
US20030188869A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-09 | Tinker Donald W. | Flapper valve for single trip retrieval of packer tools |
RU80189U1 (en) * | 2008-09-01 | 2009-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | CATCHER |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724709C1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well equipment extraction |
RU2793113C1 (en) * | 2022-10-19 | 2023-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of extracting a packer from a well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
RU2645044C1 (en) | Equipment and operations of movable interface unit | |
WO2015105427A2 (en) | Method and device for cutting, perforating, washing and pulling of casing pipes in a well | |
US9206678B2 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
CA2552072A1 (en) | Packer cups | |
RU2016141469A (en) | EDUCATION OF MULTI-HOLE WELLS | |
RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2018113752A (en) | MULTIBAR DRILLING TOOL DURING ONE LIFTING OPERATION | |
RU2593283C1 (en) | Method of extracting packer from well | |
US11208869B2 (en) | Static packer plug | |
RU2480581C1 (en) | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells | |
RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2459948C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2601960C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method | |
RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2608107C1 (en) | Method of hydrodynamic surveys and thief zones isolation | |
RU2007118892A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
RU2011120072A (en) | METHOD FOR VERTICALLY DIRECTED CRACK FORMATION IN PRODUCTIVE LAYER HYDRAULIC FRACTURE | |
US10961809B2 (en) | Systems and methods for smart well bore clean out | |
RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well | |
RU2764406C1 (en) | Well plugging method | |
CN104675359A (en) | Safe shale gas well plugging device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20170413 |