RU2815245C1 - Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2815245C1 RU2815245C1 RU2023121670A RU2023121670A RU2815245C1 RU 2815245 C1 RU2815245 C1 RU 2815245C1 RU 2023121670 A RU2023121670 A RU 2023121670A RU 2023121670 A RU2023121670 A RU 2023121670A RU 2815245 C1 RU2815245 C1 RU 2815245C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- assembly
- wellhead
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Abstract
Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) включает спуск пакера в скважину, заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта, при избыточном давлении на устье скважины и его дальнейшую распакеровку в скважине. Спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (НКТ). Пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны. Далее производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины. После чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН. Далее осуществляют подачу технологической жидкости в скважину с созданием повышенного давления для разрушения разрывного узла пакера со сбросом в скважину пробки, что обеспечивает сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интервалом скважины через проходной канал пакера. Обеспечиваются сокращение времени ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защита вскрытого продуктивного пласта от кольматации и повышение безопасности работ. 4 ил.
Description
Изобретение относится нефте-газодобывающей промышленности, а именно к способам герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и может быть применено на скважинах, где планируется спуск электроприводного центробежного насоса (ЭЦН), спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) или ремонтно-изоляционные работы (РИР), где требуется постановка на скважину бригады капитального ремонта скважины (КРС).
Известен способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонны выше и ниже интервала нарушения герметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, а затем на устье скважины снизу вверх собирают следующую компоновку: нижний пакер, труба, длина которой больше протяженности интервала нарушения, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, после чего 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 (патент RU №2507376, кл. Е21В 33/124, опубл. 20.02.2014).
Однако данный способ имеет ряд недостатков, что связано с тем, что возникает необходимость блокировки продуктивного пласта самораспадающимся гелем, снижающим коллекторские свойства продуктивного пласта после самораспада, что выражается в снижении возможностей скважины по добыче, т.е. в снижении дебита продукции и кроме того, имеет место длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с закачкой в пласт самораспадающегося геля, одновременной посадкой двух пакеров и поочередной проверкой их на герметичность.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации скважины после МГРП, заключающийся в том, что производят спуск в скважину с избыточным давлением пакера и его распакеровку. (патент CN №115653560. кл. Е21В 33/12. опубл. 31.01.2023).
Однако данный способ не позволяет проводить с помощью пакера как разобщение надпакерного и подпакерного пространства скважины, так и восстановление сообщения с продуктивным пластом надпакерного пространства скважины, что сужает возможности данного способа герметизации скважины.
Технической проблемой, решаемой в изобретении, является преодоление выявленных в известных способах герметизации скважин после МГРП недостатков.
Технический результат заключается в: сокращении времени ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защите вскрытого продуктивного пласта от кольматации и повышении безопасности проводимых работ.
Техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что производят спуск в заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) при избыточном давлении на устье скважины пакера и его распакеровку, при этом спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ), причем пакер выполнен с проходным каналом и снабжен в нижней части разрывным узлом, включающим установленную на срезных штифтах перекрывающую проходной канал пакера пробку для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстановления сообщения надпакерного пространства скважины с продуктивным пластом, при этом пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт при работе на грузонесущем геофизическом кабеле или по измерителю длины труб при работе на ГНКТ, после этого производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, после чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера, требуемого для разрушения разрывного узла пакера со сбросом;, в скважину пробки и таким образом обеспечивают сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интерватом скважины через проходной канал пакера.
В ходе проведения научно исследовательской работы было выявлено, что представляется возможность спуска в скважину и инициирование узлов сборки оборудования как по геофизическому кабелю, так и на ГНКТ с возможностью передачи различных кодированных электрических импульсов-команд для установки и отсоединения пакера от посадочного инструмента, причем представляется возможным произвести установку пакера за одну спускоподъемную операцию. Более того, представляется возможным провести все вышеуказанные технологические операции без проведения распакеровки пакера и обязательной закачки в скважину более тяжелой жидкости глушения скважины, что в конечном итоге позволяет достигнуть возможности: сократить время ввода скважины в добычу после проведения МГРП, защитить вскрытый продуктивный пласт от кольматации и повысить безопасность работ при реализации описываемого способа герметизации.
На фиг. 1 показана компоновка оборудования для герметизации скважины (при работе на грузонесущем геофизическом кабеле).
На фиг. 2 показан интервал позиционирования и установки пакера в скважине для отсечения продуктивного интервала скважины.
На фиг. 3 показана операция по извлечению компоновки без пакера из скважины.
На фиг. 4 показана операция разрушения разрывного узла пакера и восстановления сообщения с отсеченным подпакерным интервалом скважины через внутренний проходной канал пакера и с операцией установки ЭЦН.
Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта заключается в том, что в начале в скважину в заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) с избыточным давлением на устье производят спуск компоновки (см. фиг.1), включающей последовательно соединенные между собой снизу вверх пакер 1, посадочный инструмент 2, секцию-груз 3, магнитный локатор муфт 4 и кабельный наконечник 5 для соединения с грузонесущим геофизическим кабелем 6 или ГНКТ (на чертеже не показана).
При необходимости предварительно в случае наличия механических отложений в скважине до интервала установки пакера может быть проведено шаблонирование скважины с привязкой по локатору муфт 4.
Пакер 1 выполнен в нижней части с разрывным узлом 12, включающим установленную на срезных штифтах пробку 14 для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстанавливать сообщение с продуктивным пластом надпакерного пространства скважины.
На вертикальном участке скважины спуск производят под собственным весом, а после захода в наклонный или горизонтальный участок включают насос (не показан на чертежах) для подачи технологической жидкости с расходом от 0,5 до 1,8 м3/мин для прокачки компоновки оборудования до места установки пакера 1.
Пакер 1 устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала 7 установки электроприводного центробежного насоса 13 или устанавливают пакер 1 ниже узла подвески 9 хвостовика 8 комбинированной эксплуатационной колонны 10 и 11, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт 4 при работе на грузонесущем геофизическом кабеле 6 или по измерителю длины труб (не показан на чертеже) при работе на ГНКТ, при этом скважина заполнена жидкостью гидравлического разрыва пласта (ГРП) при избыточном давлении на устье скважины.
После этого производят активацию посадочного инструмента 2 для установки пакера 1 с последующей его отстыковкой от компоновки (см. фиг. 3) и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, с последующим снижением избыточного давления на устье скважины до атмосферного давления.
Далее производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН 13, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера 1, требуемого для разрушения разрывного узла 12 пакера 1 со сбросом пробки в скважину и таким образом восстанавливают сообщение надпакерного пространства скважины с отсеченным подпакерным интервалом 7 скважины через внутренний проходной канал пакера 1.
Таким образом, раскрытая выше последовательность технологических операций позволяет достигнуть вышеуказанный технический результат и решить выявленные технические проблемы.
Claims (1)
- Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что производят спуск пакера в скважину, заполненную жидкостью гидравлического разрыва пласта, при избыточном давлении на устье скважины и его дальнейшую распакеровку в скважине, отличающийся тем, что спуск пакера в скважину производят в составе компоновки с посадочным инструментом, которая закреплена на грузонесущем геофизическом кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе (НКТ), причем пакер выполнен с проходным каналом и снабжен в нижней части разрывным узлом, включающим установленную на срезных штифтах перекрывающую проходной канал пакера пробку для осуществления возможности с помощью разрывного узла восстановления сообщения надпакерного пространства скважины с продуктивным пластом, при этом пакер устанавливают над верхним вскрытым продуктивным пластом скважины и ниже планируемого интервала установки электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) или устанавливают пакер ниже узла подвески хвостовика комбинированной эксплуатационной колонны, а местоположение компоновки в скважине определяют по магнитному локатору муфт при работе на грузонесущем геофизическом кабеле или по измерителю длины труб при работе на гибкой НКТ, при этом, после этого производят активацию посадочного инструмента для установки пакера с последующей его отстыковкой от компоновки и затем отработанную компоновку извлекают из скважины, после чего снижают избыточное давление на устье скважины до атмосферного давления и производят ремонтные изоляционные работы в эксплуатационной колонне и спуск НКТ и/или спуск ЭЦН, после чего производят обвязку устья скважины под добычу и далее производят подачу технологической жидкости в скважину насосом высокого давления с созданием повышенного давления на участке скважины от устья скважины до пакера, требуемого для разрушения разрывного узла пакера со сбросом в скважину пробки, и таким образом обеспечивают сообщение надпакерного пространства скважины с подпакерным интервалом скважины через проходной канал пакера.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2815245C1 true RU2815245C1 (ru) | 2024-03-12 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2397312C1 (ru) * | 2009-07-28 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакер |
RU2507376C1 (ru) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
CN203978409U (zh) * | 2014-04-26 | 2014-12-03 | 西安澳能石油设备有限公司 | 用于填砂分层压裂工艺的管柱 |
RU2730059C1 (ru) * | 2019-10-07 | 2020-08-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОИНЖИНИРИНГ" | Устройство для изоляции пластов в скважине |
RU2747033C1 (ru) * | 2020-11-09 | 2021-04-23 | Тимур Андреевич Постнов | Способ подготовки скважины к гидравлическому разрыву пласта в нефтяных и газовых скважинах |
CN115653560A (zh) * | 2022-11-11 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水平井单上封管柱填砂分段压裂实施方法 |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2397312C1 (ru) * | 2009-07-28 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакер |
RU2507376C1 (ru) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
CN203978409U (zh) * | 2014-04-26 | 2014-12-03 | 西安澳能石油设备有限公司 | 用于填砂分层压裂工艺的管柱 |
RU2730059C1 (ru) * | 2019-10-07 | 2020-08-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОИНЖИНИРИНГ" | Устройство для изоляции пластов в скважине |
RU2747033C1 (ru) * | 2020-11-09 | 2021-04-23 | Тимур Андреевич Постнов | Способ подготовки скважины к гидравлическому разрыву пласта в нефтяных и газовых скважинах |
CN115653560A (zh) * | 2022-11-11 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水平井单上封管柱填砂分段压裂实施方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2299580C (en) | Live well deployment of electrical submersible pump | |
EP1270870B1 (en) | Blow out preventer testing apparatus | |
EP1664479B1 (en) | A method of suspending, completing and working over a well | |
US10280716B2 (en) | Process and system for killing a well through the use of relief well injection spools | |
EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US9784063B2 (en) | Subsea production system with downhole equipment suspension system | |
US8561687B2 (en) | Pressure containment devices and methods of using same | |
AU2014332360B2 (en) | Riserless completions | |
CN105804680A (zh) | 一种油气田带压修井作业装置及方法 | |
CN205605156U (zh) | 一种油气田带压修井作业装置 | |
RU2815245C1 (ru) | Способ герметизации скважины после многостадийного гидравлического разрыва пласта | |
NO343228B1 (en) | Method and device for enabling removal of a Christmas tree from a wellhead and method and device installation of a Christmas tree on a wellhead | |
WO2019083352A1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR INSTALLING AN ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP | |
RU77899U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта | |
RU2324050C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины | |
RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны | |
EP3414421A1 (en) | Device and method for enabling removal or installation of a horizontal christmas tree | |
US20190309597A1 (en) | Method and Apparatus for Fracking and Producing A Well | |
Lehle et al. | Optimizing marginal subsea well developments through application of intelligent completions | |
CN206830063U (zh) | 一种同井注采生产管柱 | |
RU2651716C1 (ru) | Способ перевооружения газоконденсатной скважины | |
US20130292134A1 (en) | Assembly And Method To Secure Tubing String to Blowout Preventer | |
Fikri | Plugging and Abandoning Subsea Wells Using Light Well Intervention Vessels | |
CN117868769A (zh) | 一种压裂与生产一体化的管柱装置及作业方法 | |
US20190376358A1 (en) | Cap for a Hydrocarbon Production Well and Method of Use |