RU2793113C1

RU2793113C1 - Method of extracting a packer from a well

Info

Publication number: RU2793113C1
Application number: RU2022127081A
Authority: RU
Inventors: Ленар Минсаитович Валеев
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина
Filing date: 2022-10-19
Publication date: 2023-03-29

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be used when extracting a packer from a well. The method for extracting a packer from a well includes lowering a catching tool on a string of pipes, followed by airtight locking onto the packer, preliminary injection of fluid under the packer at saturation pressure of the near-wellbore zone, increasing the pressure to a pressure not exceeding the allowable pressure on the production string and tensioning the tool. Preliminary analysis of the cores of the reservoir opened by the well located under the packer is carried out. Analysis of the cores of a formation penetrated by a well is carried out to select viscous fluid penetrating into the formation at saturation pressure to a depth of 1–3 m. Before the tool is lowered, the pipe string above the tool is equipped with a valve configured to pump air using a compressor from the annulus into the pipe string. Air is pumped into the annulus of the pipe string, squeezing out the liquid from the well space above the packer into the pipe string. Before the packer is released, when the tool is tensioned and the pressure rises below the packer, air is injected using the compressor from the wellhead into the annulus of the pipe string until pressure equal to the pressure below the packer is reached to compress it, followed by pressure release to cause a sharp pressure drop acting from the bottom to the top.

EFFECT: creation of a method for extracting a packer from a well with expanded functionality.

2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при извлечении пакера из скважины.The invention relates to the oil and gas industry and can be used when extracting a packer from a well.

Известен способ капитального ремонта скважин (патент RU № 2108444, МПК Е21В 31/00, опубл. 10.04.1998 Бюл. № 10), связанный с залавливанием и извлечением из скважин устройств с центральным каналом, например, пакеров, причем одновременно с созданием натяжки инструмента в скважину закачивают загущенную вязкую жидкость.A known method of well workover (patent RU No. 2108444, IPC E21V 31/00, publ. 10.04.1998 Bull. No. 10), associated with the catching and extraction of devices with a central channel, for example, packers, from wells, and simultaneously with creating a tool tension thickened viscous liquid is pumped into the well.

Недостатком способа является низкая эффективность при срыве пакера с установкой 2 и более лет и большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами), а также невозможность применять в скважинах с расположением ниже пакера вскрытого высокоприемистого пласта из-за поглощения нагнетаемой загущенной жидкости или может привести к большим затратам этой жидкости, что делает способ очень дорогостоящим.The disadvantage of this method is the low efficiency when the packer is broken with the installation of 2 or more years and a large (more than 0.7 m) overlap interval with the sealing element(s), as well as the inability to use in wells located below the packer of the opened highly injective formation due to absorption of injected viscosified fluid or can result in high costs of this fluid, which makes the process very expensive.

Наиболее близким по технической сущности является способ извлечения пакера из скважины (патент RU № 2593283, МПК Е21В 31/00, опубл. 10.08.2016 Бюл. № 22), включающий натяжение инструмента и закачку под пакер жидкости, причем предварительно открывают затрубную задвижку, жидкость закачивают под давлением насыщения околоскважинной зоны, после насыщения околоскважинной зоны повышают давление до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну, при этом в качестве жидкости используют жидкость с плотностью 1,04-1,27 г/см³ или пластовую воду данного месторождения.The closest in technical essence is a method for extracting a packer from a well (patent RU No. 2593283, IPC E21V 31/00, publ. it 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 exceeding the allowable pressure on the production casing, while liquid with a density of 1.04-1.27 g/cm ³ or formation water of this field is used as a liquid.

Недостатком способа является низкая эффективность при срыве пакера с установкой 2 и более лет и большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия скважины уплотнительным(м) элементом(ами) из-за образования сильной адгезии (прилипания) уплотнительного элемента пакера к стенкам обсадной колонны скважины, а также невозможность применять в скважинах с расположением ниже пакера вскрытого высокоприемистого пласта из-за поглощения нагнетаемой жидкости до насыщения, то есть глубокого проникновения, что может привести к сложности к повторному вводу в эксплуатацию ихз-за глубокой (более 5 м) кольматации пласта.The disadvantage of this method is the low efficiency when the packer is broken with the installation of 2 or more years and a large (more than 0.7 m) interval of closing the well with the sealing element(s) due to the formation of strong adhesion (sticking) of the packer sealing element to the walls of the casing wells, as well as the inability to use in wells with a location below the packer of an exposed high-injection reservoir due to the absorption of the injected fluid to saturation, that is, deep penetration, which can lead to difficulty in re-commissioning due to deep (more than 5 m) clogging of the reservoir .

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа извлечения пакера из скважины, расширяющего функциональные возможности за счет возможности срыва в том числе пакера с установкой 2 и более лет, большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами) и при наличии ниже пакера вскрытого высокоприемистого поглощающего пласта за счет использования воздействия на пакер дополнительных усилий сжатия и применения вязкой жидкости, временно кольматирующей продуктивный пласт в призабойной зоне на глубину (радиус проникновения в пласт) 1–3 м.The technical objective of the invention is to create a method for extracting a packer from a well, expanding the functionality due to the possibility of failure, including a packer with an installation of 2 or more years, a large (more than 0.7 m) overlap interval with sealing element(s) and at the presence of an exposed high-injectivity absorbing formation below the packer due to the use of additional compression forces on the packer and the use of a viscous fluid that temporarily clogs the productive formation in the bottomhole zone to a depth (the formation penetration radius) of 1–3 m.

Техническая задача решается способом извлечения пакера из скважины, включающим спуск на колонне труб ловильного инструмента с последующим герметичным захватом им пакера, предварительную закачку под давлением насыщения околоскважинной зоны жидкости под пакер, повышение давления до давления не более допустимого на эксплуатационную колонну и натяжение инструмента.The technical problem is solved by a method for extracting a packer from a well, including lowering a fishing tool on a string of pipes, followed by hermetic capture of the packer by it, pre-injection under the saturation pressure of the near-wellbore zone of liquid under the packer, increasing the pressure to a pressure not exceeding the allowable pressure on the production string and tensioning the tool.

Новым является то, что предварительно проводят анализ кернов вскрытого скважиной пласта, расположенного под пакером, для подбора вязкой жидкости, проникающей в пласт при давлении насыщения на глубину 1–3 м, а перед спуском инструмента колонну труб выше инструмента оснащают клапаном, выполненным с возможностью прокачки воздуха компрессором из затрубья в колонну труб, прокачкой воздуха в затрубье колонны труб выдавливают жидкость из пространства скважины выше пакера внутрь колонны труб, перед срывом пакера при натяжении инструмента и повышении давления ниже пакера производят нагнетание воздуха компрессором с устья скважины в затрубье колонны труб до давления равного давлению ниже пакра для его сжатия с последующим сбросом давления для возникновения резкого перепада давления, действующего снизу-верх.What is new is that a preliminary analysis of the cores of the formation penetrated by the well, located under the packer, is carried out to select a viscous fluid that penetrates into the formation at saturation pressure to a depth of 1–3 m, and before the tool is lowered, the pipe string above the tool is equipped with a valve that can be pumped air compressor from the annulus into the pipe string, by pumping air into the annulus of the pipe string, liquid is squeezed out of the well space above the packer into the pipe string, before the packer is torn off, when the tool is tensioned and the pressure rises below the packer, air is injected by the compressor from the wellhead into the annulus of the pipe string to a pressure equal to pressure below the pack to compress it, followed by pressure release to create a sharp pressure drop acting from the bottom to the top.

Новым является также то, что при отсутствии срыва пакера нагнетание воздуха в затрубье скважины и сброс давления при натяжении инструмента и поддержании давления ниже пакера повторяют до его срыва.What is also new is that in the absence of packer failure, air injection into the well annulus and depressurization while tensioning the tool and maintaining pressure below the packer is repeated until it is released.

Способ извлечения пакера из скважины осуществляют в следующей последовательности.The method of extracting the packer from the well is carried out in the following sequence.

Предварительно проводят анализ кернов (не показаны) вскрытого скважиной 1 пласта 2, расположенного под пакером 3, для подбора вязкой жидкости, проникающей в пласт 2 при давлении насыщения на глубину 1–3 м от скважины 1, образуя непроницаемый для пластовой жидкости (нефть, вода, минеральная вода и/или т.п.) экран (кольматация пласта 2 – не показан). Практика на месторождениях Республики Татарстан (РТ) показала, что для длительной и надежной изоляции пласта 2 необходим экран с глубиной проникновения вязкой жидкости в пласт 2 на 5 м, а при глубине менее 1 м – практически не происходит изоляции пластовой жидкости из-за выдавливания ее внутрь скважины 1 из пласта 2 пластовым давлением. Поэтому как показала практика для временной изоляции пласта на время извлечения пакера 3 из скважины 1 необходимо и достаточно создание экрана с глубиной проникновения вязкой жидкости 1–3 м. В качестве вязкой жидкости можно использовать составы, описанные в патентах RU №№ 2114985, 2132936, 2742382, 2768569 или т.п. – автор на состав вязкой кольматирующей жидкости не претендует.Preliminary analysis of cores (not shown) of formation 2 penetrated by well 1, located under packer 3, is carried out to select a viscous fluid penetrating into formation 2 at saturation pressure to a depth of 1–3 m from well 1, forming an impermeable formation fluid (oil, water , mineral water and/or the like) screen (colmatation of formation 2 - not shown). Practice at the fields of the Republic of Tatarstan (RT) has shown that for long-term and reliable isolation of reservoir 2, a screen is required with a depth of penetration of viscous fluid into reservoir 2 by 5 m, and at a depth of less than 1 m, there is practically no isolation of the reservoir fluid due to its extrusion inside well 1 from reservoir 2 by reservoir pressure. Therefore, as practice has shown, for the temporary isolation of the reservoir during the extraction of packer 3 from well 1, it is necessary and sufficient to create a screen with a viscous fluid penetration depth of 1–3 m. As a viscous fluid, you can use the compositions described in RU patents Nos. , 2768569 or the like. - the author does not claim the composition of a viscous bridging fluid.

Максимальный объем закачиваемой жидкости определяют по формуле:The maximum volume of injected fluid is determined by the formula:

где V – объем закачиваемой вязкой кольматирующей жидкости, м³;where V is the volume of injected viscous bridging liquid, ^m3 ;

π ≈ 3,14 – постоянная; π ≈ 3.14 is a constant;

d – диаметр ствола скважины 1, м; d – borehole diameter 1, m;

r = 1÷3 м глубина проникновения жидкости в пласт 2; r = 1÷3 m depth of fluid penetration into reservoir 2;

H – толщина пласта, м; H – formation thickness, m;

h – расстояние от нижнего края хвостовика (при наличии – показан условно), расположенного ниже продуктивного пласта 2, до «подошвы» (нижнего интервала) пласта 2, м. h is the distance from the lower edge of the liner (if available, it is shown conditionally) located below the productive formation 2, to the "bottom" (lower interval) of the formation 2, m.

Как показала практика объем закачки вязкой жидкости как минимум в 3,6 раза меньше, чем у наиболее близкого аналога.As practice has shown, the volume of injection of a viscous fluid is at least 3.6 times less than that of the closest analogue.

Объем вязкой жидкости, определенный по формуле [1], ловильный инструмент 4 (показан условно), насос 5, воздушный компрессор с соответствующими манометрами 7 и 8 и подъемный механизм (мобильная вышка, мачта с лебедкой, гидравлический привод и/или т.п. – не показано) доставляют к скважине 1 для срыва пакера 3. В качестве ловильного инструмента (на его конструкцию автор не претендует) возможно использование конуса с правой резьброй, замкового механизма или любой труболовки с центральным проходным каналом (см. патенты RU №№ 2014431, 2091563, 2183252, 2266387 или. т.п.).The volume of viscous liquid determined by the formula [1], fishing tool 4 (illustrated), pump 5, air compressor with corresponding pressure gauges 7 and 8 and lifting mechanism (mobile tower, mast with winch, hydraulic drive and/or the like. - not shown) are delivered to well 1 to break packer 3. As a fishing tool (the author does not claim to design it), it is possible to use a cone with a right-hand thread, a locking mechanism or any pipe with a central through channel (see patents RU No. 2014431, 2091563, 2183252, 2266387 or the like).

Производят спуск на колонне труб 9 ловильного инструмента 4 с последующим герметичным захватом им пакера 4, причем колонну труб 9 выше инструмента 4 оснащают клапаном 10 пропускающим внутрь колонны труб 9. Герметизируют устье скважины 1 (показано условно), насос 5 с манометром 7 сообщают на устье скважины с колонной труб 9, а компрессор 6 с манометром 8 – с затрубьем 11 колонны труб 9 скважины 1. Прокачкой воздуха компрессором в затрубье 11 через клапан 10 выдавливают жидкость из пространства скважины 1 выше пакера 3 внутрь колонны труб 9.Появление пузырьков газа в колонне труб 9 не устье свидетельствует о почти полном освобождении затрубья 11 скважины 1 от жидкости, небольшое количество оставшейся жидкости ниже клапана 10 практически не влияет на реализацию способа. После чего перестают нагнетать газ в затрубье 11 сквжины 1 компрессором 6, а столб жидкости в колонне труб 9 закрывает клапан 10. Производят закачку насосом 5 по колонне труб 9 расчетного объема вязкой жидкости с продавливанием ее менее плотной технической жидкостью (пресной водой, технической водой, минерализованной водой и/или т.п.) в зону 12 скважины 1 под пакером 3 и далее в пласт 2 до давления насыщения - резкого роста давления, но не более допустимого на эксплуатационную колонну (не показана), что контролируется манометром 7. После технологической выдержки, достаточной для реакции вязкой жидкости в пласте 3 (автор не претендует на это) насосом 5 поднимают давление в зоне 12 скважины 1 под пакером 3 до уровня близкого к допустимому, нагнетая при этом компрессором 6 воздух в затрубье 11 скважины 1 до давления не выше давления в колонне труб 9 (для исключения прорыва газа через клапан 10 внутрь колонны труб 9) и натягивая подъемным механизмом через колонну труб 9 инструмент 4 до максимально возможных тяговых нагрузок для самого механизма и колонны труб (данные берутся из паспортов к подъемному механизму и поставляемых труб для колонны 9), что контролируют устьевым индикатором веса (УИВ - не показан).The fishing tool 4 is lowered on the pipe string 9, followed by hermetic capture of the packer 4, and the pipe string 9 above the tool 4 is equipped with a valve 10 passing inside the pipe string 9. The wellhead 1 is sealed (conditionally shown), the pump 5 with a pressure gauge 7 is reported to the wellhead wells with a pipe string 9, and compressor 6 with a pressure gauge 8 - with an annulus 11 of a pipe string 9 of a well 1. By pumping air with a compressor into the annulus 11 through valve 10, liquid is squeezed out of the space of a well 1 above the packer 3 inside the pipe string 9. Appearance of gas bubbles in the string pipes 9 and the mouth indicates the almost complete release of the annulus 11 of the well 1 from the liquid, a small amount of the remaining liquid below the valve 10 practically does not affect the implementation of the method. After that, they stop pumping gas into the annulus 11 of the well 1 by the compressor 6, and the liquid column in the pipe string 9 closes the valve 10. The pump 5 pumps the estimated volume of a viscous liquid through the pipe string 9 with its punching with a less dense technical fluid (fresh water, technical water, mineralized water and/or the like) into zone 12 of well 1 under packer 3 and further into reservoir 2 to saturation pressure - a sharp increase in pressure, but not more than permissible on the production string (not shown), which is controlled by a pressure gauge 7. After the technological holding time sufficient for the reaction of a viscous fluid in reservoir 3 (the author does not claim this), pump 5 raises the pressure in zone 12 of well 1 under packer 3 to a level close to permissible, while pumping air with compressor 6 in the annulus 11 of well 1 to a pressure not higher pressure in the pipe string 9 (to prevent gas breakthrough through the valve 10 inside the pipe string 9) and pulling the lifting mechanism through the pipe string 9 tool 4 to the maximum possible traction loads for the mechanism itself and the pipe string (data are taken from the passports for the lifting mechanism and the supplied pipes for column 9), which is controlled by a wellhead weight indicator (WWI - not shown).

Так как сильная адгезия (прилипания) уплотнительного элемента пакера 3 к стенкам обсадной колонны скважины 1 происходит по наружному периметру пакера, а сверху и снизу пакер 3 подвержен воздействию агрессивных веществ (пластовых жидкостей, газа, реагентов, применяемых в скважине для увеличения отдачи продукции пластов, изоляции водопритоков и/или т.п.), то верхний слой (по периметру, сверху и снизу) пакера 3 отверждается (вулканизируется), а внутренний слой пакера 3 отсеется эластичным под защитой наружного слоя. В результате оказания на пакер 3 сжимающих давлений сверху при помощи компрессора 6 и снизу при помощи насоса 5 эластичная часть пакера 3 сжимается, а твердая часть по периметру пакера 3 сверху и снизу разрушается, отрываясь от стенок эксплуатационной колонны скважины 1, начиная с краев пакера 3. В отличие от аналогов, где отрыв пакера 3 от стенок скважины 1 давлением происходит только снизу.Since the strong adhesion (adhesion) of the sealing element of the packer 3 to the walls of the casing string of the well 1 occurs along the outer perimeter of the packer, and the top and bottom of the packer 3 is exposed to aggressive substances (formation fluids, gas, reagents used in the well to increase the recovery of formation production, isolation of water inflows and / or the like), then the upper layer (along the perimeter, top and bottom) of the packer 3 is cured (vulcanized), and the inner layer of the packer 3 is screened out elastic under the protection of the outer layer. As a result of exerting compressive pressure on the packer 3 from above using the compressor 6 and from below using the pump 5, the elastic part of the packer 3 is compressed, and the solid part along the perimeter of the packer 3 is destroyed from above and below, breaking away from the walls of the production string of the well 1, starting from the edges of the packer 3 Unlike analogs, where the packer 3 is separated from the walls of the well 1 by pressure only from below.

После воздействия сжатия пакера 3 производят сброс из затрубья 11 скважины 1 воздуха (открытием впускных вентилей – не показано) и, как следствие, давления до атмосферного для возникновения резкого перепада давления, действующего снизу-верх. Так как в затрубье 11 отсутствует практически столб жидкости то гидравлическое усилие, направленное вверх из-за давления в подпакерной зоне 12 скважины 1, на 10 – 40 % больше (в зависимости от количества жидкости в затрубье 12), чем в аналогах. Особенно это актуально для пакеров 3 с установкой 2 года и более и большим интервалом перекрытия (более 0,7 м), на которые приходится наибольшее количество неудачных съемов приходится у аналогов (до 90%). После первого воздействия в предлагаемом способе как минимум 85% пакеров 3 было сорвано с места установки, что более чем в 2 раза выше наиболее близкого аналога (41%). При этом процент сорванных пакеров 3 не зависит также от приемистости пласта 2, расположенного под пакером, так как для каждого пласта 2 подбирают свою вязкую жидкость, обеспечивающую эффективный процесс срыва пакера 3.After the compression of the packer 3, air is discharged from the annulus 11 of the well 1 (by opening the inlet valves - not shown) and, as a result, the pressure to atmospheric pressure for the occurrence of a sharp pressure drop acting from the bottom to the top. Since there is practically no liquid column in the annulus 11, the hydraulic force directed upwards due to pressure in the sub-packer zone 12 of well 1 is 10–40% more (depending on the amount of liquid in the annulus 12) than in analogues. This is especially true for packers 3 with an installation of 2 years or more and a large overlap interval (more than 0.7 m), which account for the largest number of unsuccessful removals for analogues (up to 90%). After the first impact in the proposed method, at least 85% of packers 3 were torn off from the installation site, which is more than 2 times higher than the closest analogue (41%). At the same time, the percentage of broken packers 3 also does not depend on the injectivity of the formation 2 located under the packer, since for each formation 2 their own viscous fluid is selected, which ensures an effective process of breaking the packer 3.

При отсутствии срыва пакера 3 (определяют отсутствием снижения усилия натяжения на УИВ) повышение давления в затрубье 11 скважины 1 нагнетанием компрессором 6 воздуха и его сброс повторяют до срыва пакера 3 (определяют снижению показаний усилия на УИВ до массы колонны труб 9 с пакером 3). На практике большинство оставшихся пакеров 3 было сорвано после 2 попытки, и лишь два пакера 3 – после третьей. Не сорванных пакеров 3 на испытаниях не было.In the absence of packer 3 failure (determined by the absence of a decrease in the tensile force on the TPV), the increase in pressure in the annulus 11 of the well 1 by injecting air by the compressor 6 and its discharge is repeated until the packer 3 is torn off (it is determined that the force readings on the TPV are reduced to the weight of the pipe string 9 with packer 3). In practice, most of the remaining packers 3 were broken after the 2nd attempt, and only two packers 3 after the third. There were no unstripped packers 3 during the tests.

При срыве пакера 3 практически безводное затрубье 11 начинает сообщаться с подпакерной зоной 12 скважины 1, вызывая интенсивных приток жидкости из пласта 2 (за счет внутрипластового давления) вместе с вязкой жидкостью, очищая пласт от нее.When the packer 3 breaks, the practically anhydrous annulus 11 begins to communicate with the sub-packer zone 12 of the well 1, causing intense fluid inflow from the formation 2 (due to in-situ pressure) along with the viscous fluid, clearing the formation from it.

Сорванный пакер 3 на колонне труб 9 извлекают из скважины 1. После проведения всех необходимых технологических операций скважину 1 продолжают использовать в качестве добывающей или нагнетательной (автор на это не претендует).The broken packer 3 on the pipe string 9 is removed from the well 1. After all the necessary technological operations have been carried out, the well 1 continues to be used as a production or injection well (the author does not pretend to do this).

Предлагаемый способ извлечения пакера из скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности срыва в том числе пакера с установкой 2 и более лет, большим (более 0,7 м) интервалом перекрытия уплотнительным(м) элементом(ами) и при наличии ниже пакера вскрытого высокоприемистого поглощающего пласта за счет использования воздействия на пакер дополнительных усилий сжатия и применения вязкой жидкости, временно кольматирующей продуктивный пласт в призабойной зоне на глубину (радиус проникновения в пласт) 1–3 м.The proposed method for extracting a packer from a well allows expanding the functionality due to the possibility of breaking, including a packer with an installation of 2 or more years, a large (more than 0.7 m) overlap interval with a sealing element(s) and in the presence of an opened high-injection packer below the packer absorbing formation by using the impact on the packer of additional compression forces and the use of a viscous fluid that temporarily clogs the productive formation in the bottomhole zone to a depth (radius of penetration into the formation) of 1–3 m.

Claims

1. A method for extracting a packer from a well, including lowering a fishing tool on a string of pipes, followed by hermetic capture of the packer, pre-injection under the saturation pressure of the near-wellbore zone of liquid under the packer, increasing the pressure to a pressure not exceeding the allowable pressure on the production string and tensioning the tool, characterized in that that a preliminary analysis of the cores of the reservoir penetrated by the well located under the packer is carried out to select a viscous fluid that penetrates into the reservoir at saturation pressure to a depth of 1–3 m, and before the tool is lowered, the pipe string above the tool is equipped with a valve that can pump air from the annulus with a compressor into the pipe string, by pumping air into the annulus of the pipe string, liquid is squeezed out of the well space above the packer into the pipe string, before the packer is torn off when the tool is tensioned and the pressure is increased below the packer, air is injected by the compressor from the wellhead into the annulus of the pipe string to a pressure equal to the pressure below packer to compress it, followed by pressure release to cause a sharp pressure drop acting from the bottom to the top.

2. The method of extracting the packer from the well according to claim 1, characterized in that in the absence of packer failure, air injection into the annulus of the well and pressure relief while tensioning the tool and maintaining pressure below the packer is repeated until it is released.