RU2670816C9 - Способ герметизации эксплуатационной колонны - Google Patents
Способ герметизации эксплуатационной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670816C9 RU2670816C9 RU2017145791A RU2017145791A RU2670816C9 RU 2670816 C9 RU2670816 C9 RU 2670816C9 RU 2017145791 A RU2017145791 A RU 2017145791A RU 2017145791 A RU2017145791 A RU 2017145791A RU 2670816 C9 RU2670816 C9 RU 2670816C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- production
- string
- landing
- sealing
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 abstract 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. На устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить вероятность герметичной посадки пакера; запустить скважину в эксплуатацию сразу после герметизации эксплуатационной колонны без дополнительного спуска насосного оборудования; увеличить межремонтный период эксплуатации скважины; cнизить затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны; исключить блокировку продуктивного пласта; сократить длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU №2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Недостатки способа:
- закачка цементного раствора обеспечивает недостаточное восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%;
- высокие затраты на цемент, а также длительность реализации способа, связанная с приготовлением цементного раствора, его закачкой в скважину и продавкой в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2509873, МПК Е21В 33/122, опубл. 20.03.2014 в бюл. №8), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. 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 посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Далее производят посадку пакеров. Затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера. Затем свабированием по посадочному инструменту 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 посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником. Извлекают посадочный инструмент 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.
Недостатки способа:
- низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну спуско-подъемную операцию (СПО), в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;
- невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;
- сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;
- затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;
- длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с одновременной посадкой двух пакеров, поочередной проверкой их на герметичность, а также работами по определению герметичности нижнего пакера (отбор проб пластовой жидкости перед проведением герметизации эксплуатационной колонны и после нее и проведение анализа химического состава пластовой жидкости).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (патент RU №2507376, МПК Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014 в бюл. №5), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. 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.
Недостатки способа:
- низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну СПО, в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;
- невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;
- сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;
- затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;
- необходимость блокировки продуктивного пласта самораспадающимся гелем, снижающим коллекторские свойства продуктивного пласта после самораспада, что выражается в снижении добывных возможностей скважины, т.е. в снижении дебита продукции;
- длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с закачкой в пласт самораспадающегося геля, одновременной посадкой двух пакеров и поочередной проверкой их на герметичность.
Техническими задачами изобретения являются обеспечение герметичной посадки пакера за одну спуско-подъемных операций, а также герметизации эксплуатационной колонны с одновременным спуском насосного оборудования за одну спуско-подъемных операций без распакеровки пакера при ревизии лифтовой колонны труб и насосного оборудования, увеличение межремонтного периода эксплуатации скважины с возможностью извлечения насосного оборудования без распакеровки пакера, а также исключение блокировки продуктивного пласта и снижение затрат на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны и сокращение продолжительности ремонта скважины в целом.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.
Новым является то, что на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.
Производят герметизацию эксплуатационной колонны 1 (фиг. 1), например, диаметром 146 мм, имеющей нарушение 2.
На устье скважины (на фиг. 1-4 не показано) собирают компоновку снизу вверх (фиг. 1): заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом 3, перфорированный патрубок 4, например, длиной L=2 м, пакер 5, разъединительное устройство 6, механический скребок 7, шаблон 8, посадочный инструмент 9.
Заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом 3 представляет собой любой известный состав, предназначенный для предотвращения гидратных и асфальтено-парафиновых отложений на насосном оборудовании, например, в качестве реагента может быть использовано поверхностно-активное вещество МЛ81 Б, выпускаемое по ТУ 2481-007-48482528-99 с изм. №1 в твердом виде.
В качестве пакера 5 для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-122, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Разъединительное устройство 6 представляет собой стыкуемые жестко друг с другом с возможностью механического отсоединения корпус с ниппелем любого известного производителя. Например, применяют разъединительное устройство РКУ-118, выпускаемое НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
В качестве механического скребка 7 применяют любой известный механический скребок, предназначенный для механического удаления асфальтенопарафиновых отложений на внутренних поверхностях эксплуатационной колонны 1, например СК-146, выпускаемый ООО «НиГМаш-Сервис» (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Шаблон 8 должен иметь не менее трех центрирующих элементов (два по концам и один в середине). При этом предпочтительнее конструкция шаблона с подвижными центрирующими элементами, а проходной канал шаблона должен обеспечивать необходимый переток жидкости, чтобы не создавать сопротивление при спуске компоновки и проработке эксплуатационной колонны 1. Применяют шаблон 8 любого известного производителя длиной 3 м и диаметром 124 мм.
В качестве посадочного инструмента 9 применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), например, диаметром 73 мм.
Производят спуск компоновки на посадочном инструменте 9 в эксплуатационную колонну с шаблонировкой эксплуатационной колонны 1 до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, например, интервал посадки пакера 1230 м, значит шаблонируют эксплуатационную колонну до интервала 1230 м+50 м=1280 м.
Механическим скребком 7 производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны 1 от коррозии, заусенцев, солевых отложений, цементной корки и т.д. на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, т.е. 1230 м-15 м=1215 м и 1230 м+15 м=1245 м.
После чего размещают пакер 5 так, чтобы он располагался в интервале посадки 1230 м, т.е. ниже нарушения 2 (например, нарушение 2 находится в интервале 585 м) эксплуатационной колонны 1, но выше продуктивного пласта 10 (например, продуктивный пласт находится в интервале 1290-1295 м), а перфорированный патрубок 4 - напротив продуктивного пласта 10 (фиг. 2). По индикатору веса (на фиг. 1-4 не показан), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 100 кН, который обеспечивает герметичную посадку пакера. Далее осевыми перемещениями посадочного инструмента 9 (фиг. 1) производят посадку пакера 5, т.е. фиксируют его на внутренних стенках эксплуатационной колонны 1, а затем разгружают компоновку весом 100 кН на пакер 5.
В предлагаемом способе герметизацию эксплуатационной колонны производят с помощью одного пакера, что повышает вероятность герметичной посадки пакера за одну СПО, а это позволяет сократить время на посадку пакера и снизить финансовые затраты.
Определяют герметичность посадки пакера 5. Для этого с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-4 не показан), например, марки ЦА-320 по посадочному инструменту 9 через перфорированный патрубок 4 закачивают жидкость, например сточную воду плотностью 1180 кг/м3, до насыщения продуктивного пласта 10. Например, насыщение пласта 10 происходит при давлении 7,0 МПа, при этом закачивают 15 м3 жидкости. После этого закачку жидкости прекращают, демонтируют насосный агрегат.
После чего производят снятие кривой восстановления уровня (КВУ) жидкости в затрубном пространстве 11. Отсутствие восстановления уровня жидкости до интервала 585 м нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 означает отсутствие пропусков жидкости через пакер 5 в затрубном пространстве 11. Если происходит восстановление уровня жидкости до интервала 585 м нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 или же циркуляция жидкости через затрубное пространство 11 на устье скважины, то это означает наличие пропусков жидкости через пакер 5, т.е. негерметичную посадку пакера 5.
В случае негерметичности пакера 5 его срывают и повторяют посадку с определением его герметичности, как указано выше, до получения герметичной посадки пакера 5.
После этого отстыковывают разъединительное устройство 6 механическим способом, например, поворотом посадочного инструмента 9 на 90°, отсоединяют ниппель от корпуса разъединительного устройства 6, который остается в интервале 1228 м.
Далее извлекают из эксплуатационной колонны 1 ниппель разъединительного устройства 6, механический скребок 7, шаблон 8 и посадочный инструмент 9. В эксплуатационной колонне 1 остаются заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом 3, перфорированный патрубок 4, посаженный пакер 5, корпус разъединительного устройства 6 (фиг. 2).
Снижаются затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны 1, связанные с шаблинорованием эксплуатационной колонны 1 и зачисткой в эксплуатационной колонне 1 места посадки пакера механическим скребком 7, так как эти технологические операции совмещены с посадкой и проверкой пакера на герметичность.
Затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну 1 компоновку снизу вверх (фиг. 3): ниппель разъединительного устройства 6, опрессовочное седло 12, колонну лифтовых труб 13 с замковой опорой 14 вставного штангового глубинного насоса (ШГН). Причем замковую опору устанавливают в составе лифтовой колонны труб в интервале установки ШГН в эксплуатационной колонне 1, например в интервале 865 м.
В качестве колонны лифтовых труб 13, например, используют колонну НКТ. Лифтовую колонну труб 13 спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства 6, т.е. 1228 м - 2 м=1226 м.
Сбрасывают шарик 15 (фиг. 3) в колонну лифтовых труб 13.
При этом должно соблюдаться условие:
di < d2,
где d1 - наружный диаметр шарика 15, мм;
d2 - внутренний диаметр замковой опоры 14 плунжера ШГН 16, мм.
Опрессовывают колонну лифтовых труб 13 на 9,0 МПа, например, с помощью насосного агрегата ЦА-320, затем обратной промывкой жидкости, например технической воды, т.е. закачкой ее взатрубное пространство 11, вымывают шарик 15 из лифтовых труб 13.
Доспускают колонну лифтовых труб 13 до интервала 1228 м нахождения корпуса разъединительного устройства 6 со скоростью 0,1 м/с и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства 6.
С устья скважины спускают в лифтовую колонну труб 13 плунжер ШГН 16 на колонне штанг 17, производят посадку плунжера ШГН 16 в замковой опоре 14. Запускают ШГН 16 в работу и продолжают добычу нефти из продуктивного пласта 10.
Совмещаются технологические операции, так как замковая опора 14 плунжера ШГН 16 спускается одновременно с пакером 5 при герметизации эксплуатационной колонны, после чего в замковую опору 14 спускается плунжер ШГН 16 на колонне штанг 17, поэтому добыча продукции из скважины производится сразу после герметизации эксплуатационной колонны, таким образом, исключаются дополнительные затраты, связанные со спуском насосного оборудования (колонны лифтовых труб 13 и ШГН 16).
Если в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость ревизии колонны лифтовых труб 13, извлекают сначала колонну штанг 17 с плунжером ШГН 16. Затем производят отстыковку разъединительного устройства 6, механическим способом, например поворотом колонны лифтовых труб 13 на 90°, отсоединяют ниппель от корпуса разъединительного устройства 6 и извлекают колонну лифтовых труб 13 с замковой опорой 14 из эксплуатационной колонны 1. При этом корпус разъединительного устройства 6, пакер 5, перфорированный патрубок 4 и контейнер с твердым реагентом 3 остаются автономно в эксплуатационной колонне 1.
Для последующей эксплуатации скважины на ее устье повторно собирают компоновку снизу вверх, начиная с ниппеля разъединительного устройства 6 и заканчивая колонной лифтовых труб 13, после чего вновь производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства 6.
С устья скважины вновь спускают в лифтовую колонну труб 13 плунжер ШГН 16 на колонне штанг 17, производят посадку плунжера ШГН 16 в замковой опоре 14.
Вновь запускают ШГН 16 в работу и продолжают добычу нефти из продуктивного пласта 10.
Наличие одного пакера увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины, так как в два раза снижается вероятность разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, и позволяет производить замену колонны лифтовых труб 13 с опрессовочным седлом 12 и замковой опорой 14 вставного ШГН 16 без извлечения пакера.
Сокращается длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, так как герметизация эксплуатационной колонны обеспечивается одним пакером и заключается в его посадке и проверке на герметичность свабированием и снятием КВУ в затрубном пространстве без отбора проб жидкости до и после герметизации и анализа химического состава проб, а это позволяет сэкономить материальные и финансовые средства в целом на реализацию способа.
Отпадает необходимость в блокировке продуктивного пласта, что позволяет исключить снижение коллекторских свойств продуктивного пласта, т.е. сохранить добывные возможности скважины после проведения герметизации эксплуатационной колонны.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет:
- повысить вероятность герметичной посадки пакера;
- запустить скважину в эксплуатацию сразу после герметизации эксплуатационной колонны без дополнительного спуска насосного оборудования;
- увеличить межремонтный период эксплуатации скважины;
снизить затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны;
- исключить блокировку продуктивного пласта;
- сократить длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны.
Claims (1)
- Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145791A RU2670816C9 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145791A RU2670816C9 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670816C1 RU2670816C1 (ru) | 2018-10-25 |
| RU2670816C9 true RU2670816C9 (ru) | 2018-11-28 |
Family
ID=63923457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017145791A RU2670816C9 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670816C9 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713287C1 (ru) * | 2019-02-28 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации добывающей скважины |
| RU2720727C1 (ru) * | 2019-10-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения герметичности скважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации |
| RU2730158C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109854201A (zh) * | 2019-04-01 | 2019-06-07 | 华鼎鸿基石油工程技术(北京)有限公司 | 一种隔采封隔器以及隔采施工方法 |
| RU2750016C1 (ru) * | 2020-11-26 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2383713C1 (ru) * | 2008-11-14 | 2010-03-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта скважины (варианты) |
| RU2507376C1 (ru) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2509873C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2513793C1 (ru) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| US20150083394A1 (en) * | 2012-10-29 | 2015-03-26 | Jarrett Lane SKARSEN | Production string activated wellbore sealing apparatus and method for sealing a wellbore using a production string |
| RU2570178C1 (ru) * | 2014-10-13 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
-
2017
- 2017-12-25 RU RU2017145791A patent/RU2670816C9/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2383713C1 (ru) * | 2008-11-14 | 2010-03-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта скважины (варианты) |
| RU2507376C1 (ru) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2509873C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2513793C1 (ru) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| US20150083394A1 (en) * | 2012-10-29 | 2015-03-26 | Jarrett Lane SKARSEN | Production string activated wellbore sealing apparatus and method for sealing a wellbore using a production string |
| RU2570178C1 (ru) * | 2014-10-13 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713287C1 (ru) * | 2019-02-28 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации добывающей скважины |
| RU2720727C1 (ru) * | 2019-10-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения герметичности скважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации |
| RU2730158C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2670816C1 (ru) | 2018-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670816C9 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2669646C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2509873C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2495998C2 (ru) | Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты) | |
| CN111305795A (zh) | 一种应用插管桥塞下管式泵的方法 | |
| RU2345214C2 (ru) | Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления | |
| RU2507376C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU52919U1 (ru) | Устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
| US9752416B2 (en) | Method of preventing hydrate formation in open water capture devices | |
| RU2441975C1 (ru) | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU2007118892A (ru) | Способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной | |
| RU2513793C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| CN114370255B (zh) | 一种缓蚀剂注入方法 | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CN111836944B (zh) | 用于清理堵塞的控制管线的设备 | |
| RU2730157C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины | |
| RU2730158C1 (ru) | Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины | |
| RU2531957C1 (ru) | Способ очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2750016C1 (ru) | Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты) | |
| RU2600137C1 (ru) | Способ технологической обработки скважины | |
| RU55869U1 (ru) | Устройство для очистки скважины после гидроразрыва | |
| RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны | |
| RU2320868C1 (ru) | Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины | |
| RU2513374C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification |