Спосіб вилучення пакера зі свердловини
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема вилучення пакера при капітальному ремонті нафтових, газових і водяних свердловин. Компонування включають нижній і верхній центратори, розсувний фрезер з різцями і байонетний замок для з'єднання з пакером. Здійснюють збирання компонування, спуск її в свердловину на колоні труб до розрахункової глибини. Звільняють сухарі фіксуючого механізму пакера від навантаження, що стискає, на експлуатаційну колону при натягу колони труб і вилучення пакера зі свердловини. Уточнюють місце розрізання втулки фіксуючого механізму пакера та здійснюють її розрізання на 1-2 см нижче сухарів фіксуючого механізму пакера. Розвантажують колону труб і з'єднують байонетний замок із пакером. Вилучення пакера зі свердловини починають із вилучення його верхньої частини, що включає сухарі та ущільнювальний елемент. Після чого витягають за допомогою труболовки його нижню частину. Підвищується ефективність вилучення заклиненого пакера шляхом розрізання втулки фіксуючого механізму забезпечення його розфіксації. 2 іл.
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема вилучення пакера при капітальному ремонті нафтових, газових і водяних свердловин.
Широко відомий спосіб вилучення пакера при капітальному ремонті свердловин [див. патент Україна 2105127, 1998 - Інструмент вилучення пакера], що складається з патрубка, на якому з одного боку закріплений перекладач, за допомогою якого інструмент з'єднується з колоною бурильних або насосно-компресорних труб, з іншого - цанга з вузлом розфіксування.
Інструмент із вузлом розфіксування дозволяє звільнити ущільнювальні елементи пакера. Походжання інструменту "вгору" - "вниз" роблять зрив пакера від експлуатаційної колони.
Проте через втомніявищ, що виникають у процесі тривалої роботи пакера в свердловині (корозія, абразивне зношування, і т.д.), зазначений спосіб вилучення пакера не є можливим, так як часто виходить з ладу механізм, що звільняє пакер від експлуатаційної колони. Зусилля, що розвивається інструментом, недостатньо для зриву та вилучення заклиненого пакера, що експлуатується близько 20. 25 років.
Недоліком даного пакера є також неможливість його розпакерування через порушення механізму розфіксування та вилучення після тривалого перебування у свердловині, що працює.
З відомих способів вилучення пакера з свердловин найбільш близьким до заявляється спосіб по патенту [2108444, кл. Е 21 В 31/00, 1998 - Спосіб капітального ремонту свердловин], відповідно до якого свердловину заповнюють загущеною в'язкою рідиною. Потім у свердловину опускається на бурильних трубах перекладач із зовнішнім різьбленням і заловлюються із заклиненим пакером.
Причому одночасно створюється натяжка інструменту та закачування в бурильні труби в'язкої загущеної рідини з максимальним тиском, що створює додаткове зусилля на пакер знизу, та забезпечує "зрив" пакера та його звільнення.
Однак зазначений спосіб вилучення пакера не може створити необхідне зусилля на пакер, що тривало експлуатується і заклинений, навіть у момент прокачування через нього в'язкої рідини.
Технічним результатом винаходу є підвищення ефективності способу вилучення заклиненого пакера шляхом розрізання втулки фіксуючого механізму для забезпечення розфіксування.
Необхідний технічний результат досягається способом, що включає складання компонування, спуск її в свердловину на колоні труб, звільнення сухарів фіксуючого механізму пакера від навантаження на експлуатаційну.колону при натягу колони труб і вилучення пакера зі свердловини, що відрізняється тим, що компонування включають нижній і верхній центратори, розсувний фрезер з різцями і байонетний замок для з'єднання з пакером, здійснюють спуск колони труб з компонуванням до розрахункової глибини, уточнюють місце розрізування втулки механізму пакера і здійснюють її розрізання на 1. 2 см нижче сухарів фіксуючого механізму пакера, розвантажують колону труб і з'єднують байонетний замок з пакером, а вилучення пакера зі свердловини починають з вилучення його верхньої частини, що включає сухарі та ущільнювальний елемент, після чого витягають труболовки його нижню частину.
Спосіб здійснюють наступним чином.
Для вилучення, наприклад, пакера ПСС219-140, свердловину спускають бурильні труби (БТ) з навернутою на черевик компонуванням (див. фіг. 1) до розрахункової глибини. Для уточнення місця розрізання втулки фіксуючого механізму виробляється з'єднання компонування з пакером в байонетному замку і робиться мітка на БТ. Далі проворотом інструменту за годинниковою стрілкою на 40. 45 o компонування звільняється від пакера і здійснюється підйом інструменту на розрахункову висоту щодо мітки для роботи з розрізання втулки пакера. При цьому різці пристрою, що вирізує, встановлюються навпроти нижньої частини втулки фіксуючого механізму на 1. 2 см нижче середини сухарів. При режимі роботи устаткування з числом оборотів ротора 42. 45 об/хв, витратою рідини 7. 8 л/сек тиском 5,0. 6,0 МПа проводиться розрізання втулки фіксуючого механізму. Завершення робіт із вирізування втулки фіксуючого механізму контролюється падінням тиску в насосному агрегаті на 1,5. 2,0 МПа. Тривалість різання 40. 50 хв. Місце розрізання втулки фіксуючого механізму пакера ПСС219-140 показано на фіг.2. Після розрізання втулки фіксуючого механізму шляхом розвантаження БТ з компонуванням проводять з'єднання байонетного замку з пакером. Натягом колони БТ вгору з навантаженням, що перевищує вагу компонування та пакеру з "хвостовиком" з насосно-компресорних труб (НКТ) 168 мм на 10. 15 т, сухарі та ущільнювальний елемент пакера звільняються від стискаючого навантаження і відриваються від експлуатаційної. Зі свердловини спочатку витягують компонування інструментів з верхньою частиною пакера. Сухарі та ущільнювальний елемент пакеру ПСС 219-140 виймаються разом із верхньою частиною. Нижня частина втулки з конусом фіксуючого механізму та хвостовик (колона НКТ) залишаються у свердловині. Залишок пакера разом з хвостовиком витягують із свердловини труболовкою типу ТВО-114.
Технічний результат, отриманий при використанні винаходу, дозволяє вирішити існуючу виробничу проблему в повному обсязі. На підставі викладеного можна зробити висновок про відповідність винаходу критерію винахідницький рівень.
Пропонований спосіб був випробуваний на ряді газових свердловин Уренгойського газоконденсатного родовища, які експлуатуються понад 20 років. Усі проведені операції із застосуванням запропонованого технічного рішення дали позитивний результат.
Спосіб вилучення пакера зі свердловини, що включає збирання компонування, спуск її в свердловину на колоні труб, звільнення сухарів фіксуючого механізму пакера від стискаючого навантаження на експлуатаційну колону при натягу колони труб і вилучення пакера зі свердловини, що відрізняється тим, що в компонування , розсувний фрезер з різцями та байонетний замок для з'єднання з пакером, здійснюють спуск колони труб з компонуванням до розрахункової глибини, уточнюють місцерозрізання втулки фіксуючого механізму пакера і здійснюють її розрізання на 1-2 см нижче сухарів фіксуючого механізму пакера, розвантажують колону труб і з'єднують байонетний замок з пакером, а вилучення пакера зі свердловини починають з вилучення його верхньої частини, що включає сухарі і витягають за допомогою труболовки його нижню частину.