способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающий установку набухающего пакера на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, отличающийся тем, что в качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение, предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, а после установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.

Известен способ анкерного крепления и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, содержащий следующие этапы: (а) установка унитарного скважинного инструмента, содержащего оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки, каждый из множества анкерных креплений содержит, по меньшей мере, два телескопических элемента, имеющих анкерный канал, расположенный в, по меньшей мере, одном из, по меньшей мере, двух телескопических элементов и гидравлически сообщенный с продольным каналом, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого из множества анкерных креплений для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины; (б) спуск унитарного скважинного инструмента на требуемое место в стволе скважины; (в) выдвижение каждого из множества анкерных креплений до контакта достаточного количества из множества анкерных креплений с поверхностью стенки ствола скважины; и (г) контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины. Этап (в) может выполняться перед этапом (г). Этап (г) может выполняться перед этапом (в). Этап (в) может выполняться одновременно с этапом (г). Этап (г) может выполняться посредством пробивания изолирующего элемента, по меньшей мере, одним из анкерных креплений для обеспечения контакта скважинной текучей среды с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе (Патент РФ № 2491409, кл. E21B 23/04, опубл. 27.08.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины, включающий расположение скважинного инструмента в стволе скважины, при этом скважинный инструмент содержит набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде; и осуществление воздействия на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника. Скважинный инструмент является пакером. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является растворимым в масле, и выбранная текучая среда является текучей средой ствола скважины, содержащей углеводороды. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является одним или несколькими, выбранными из группы, состоящей из: полистирола, полиальфаметилстирола, полиолефинов низкого молекулярного веса, сополимеров стирола и акрилонитрила, полиметилметакрилата и поликарбоната. Компонент, растворимый в выбранной текучей среде, является водорастворимым, и выбранная текучая среда является текучей средой на водной основе. Водорастворимый компонент составлен из поливинилового спирта, органической соли, неорганической соли или их комбинации. Набухающий сердечник содержит полимер, набухающий под воздействием выбранной текучей среды. Скважинный инструмент дополнительно содержит слой, устраняющий связывание между набухающим сердечником и покрытием. Способ изготовления скважинного инструмента, содержащий: приготовление набухающего сердечника, содержащего набухающий полимер; и заключение в оболочку покрытия набухающего сердечника, при этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Набухающий полимер набухает под воздействием выбранной текучей среды. Покрытие не является плотно связанным с набухающим сердечником (Заявка на изобретение РФ № 2010107097, кл. E21B 33/00, опубл. 27.08.2011 - прототип).

Недостатком известных технических решений является возможность набухания пакеров при спуске в скважину, особенно при технологических или непредвиденных остановках.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, включающем установку набухающего пакера на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером, согласно изобретению в качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение, предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, а после установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.

Сущность изобретения

При спуске в скважину нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры с временным защитным покрытием, возникает опасность повреждения покрытия, контактирования набухающего пакера со скважинной жидкостью, в которой он набухает, и постановку пакера в скважине в интервале, далеком от технологически необходимого. Особенно эта опасность проявляется при технологических или непредвиденных остановках при спуске. Существующие способы решают эту задачу лишь частично нанесением покрытия на пакеры. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудовании проводят установку набухающего пакера или нескольких пакеров на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. В качестве временного покрытия используют покрытие, снижающее трение. Материалом для такого покрытия может быть поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, мыло или смесь мыл и т.п. Предпочтительно применение материала для покрытия, находящегося в нормальных условиях и в условиях скважинных условиях в твердом состоянии. Материал перед нанесением расплавляют и наносят на пакер или растворяют, наносят на пакер и высушивают до образования покрытия. В таком состоянии оборудования с таким образом подготовленным пакером или группой пакеров спускают в скважину. Перед спуском предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. Так, если пакер набухает в воде, то скважину заполняют нефтью, а если пакер набухает в нефти, то скважину заполняют водой. После спуска и установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия. Удаление может быть осуществлено прокачкой жидкости, технологической выдержкой для растворения материала покрытия и т.п. В результате удается доставить скважинное оборудование в заданный интервал, не опасаясь преждевременного набухания пакера.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют изоляцию водопритока в горизонтальном стволе нефтедобывающей скважины. Интервал водопритока 1340÷1370 м (по стволу). Производят сборку компоновки, состоящую из неперфорированной трубы и двух наружных водонабухающих пакеров. Пакеры обмазывают расплавленным хозяйственным мылом. Скважину заполняют нефтью. После определения интервала водопритока производят спуск компоновки в скважину. При спуске не наблюдают набухания пакеров. Мыло препятствует поступлению воды к водонабухающим элементам пакеров, а также снижает трение о стенки скважины и облегчает прохождение компоновки в скважину. Компоновку устанавливают в скважине так, что интервал водопритока остается между водонабухающими пакерами. Заменяют в скважине нефть на воду. Циркуляцией воды удаляют мыло с поверхности пакеров и оставляют для набухания. После набухания пакеров производят проверку герметичности нижнего и верхнего пакеров геофизическим исследованием на притоке. Эксплуатируют скважину, отбирают пластовую продукцию с уменьшенной обводненностью.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В качестве материала временного покрытия пакеров используют поверхностно-активное вещество ОП-7, разведенное в воде до сметанообразного состояния, которым обмазывают водонабухающие пакеры. После замены в скважине нефти на воду проводят технологическую выдержку до растворения временного покрытия.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности установки скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего набухающие пакеры.