Способ установки кольцевого уплотнителя на трубчатый элемент для скважины

008563 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способу установки кольцевого уплотнителя для трубчатого элемента, предназначенного для использования внутри скважины. При добыче углеводородных флюидов из скважины обычно требуется использовать уплотнение для кольцевого зазора между эксплуатационной насосной компрессорной колонной, продолжающейся внутри скважины, и окружающей обсадной трубой или обкладкой, или между стенкой скважины и обсадной трубой, или обкладкой. Для обеспечения такой функции уплотнения используют различные типы пакеров. Обычные пакеры, как правило,заранее устанавливают на секции трубчатого элемента, часто называемые "втулками", которые должны быть включены в трубчатый элемент. Таким образом, при сборке трубчатого элемента требуется устанавливать трубчатые секции, на которые заранее установлены пакеры, в выбранных местах на трубчатом элементе, в соответствии с глубиной скважины, на которой эти пакеры должны быть окончательно установлены. Однако оказалось, что количество требуемых пакеров и глубина, на которой они должны быть установлены, могут быть не известны до сборки и установки трубчатого элемента внутри скважины. После сборки трубчатого элемента (или его части) уменьшается гибкость при установке пакеров на требуемых глубинах в скважине. Кроме того, заранее установленные пакеры обычно требуется собирать на соответствующих трубчатых втулках в специализированном цеху, на расстоянии от скважины. Такая сборка на расстоянии может дополнительно снизить гибкость при использовании пакеров на трубчатых элементах во время их сборки на месте скважины, с учетом требуемых расходов на материальнотехническое обеспечение. Сущность изобретения Настоящее изобретение направлено на улучшенный способ обеспечения кольцевого уплотнителя для трубчатого элемента, предназначенного для использования в скважине, причем этот способ позволяет преодолеть недостатки пакеров предшествующего уровня техники и обеспечить лучшую гибкость при установке пакеров внутри скважины во время сборки трубчатого элемента. В соответствии с изобретением предложен способ установки кольцевого уплотнителя на трубчатый элемент для использования внутри скважины, содержащий:a) предоставление по меньшей мере одного гибкого уплотнительного слоя на месте скважины, причем каждый уплотнительный слой имеет пару противоположных продольных кромок, перемещаемых относительно друг друга между открытым положением, в котором указанный уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается, по существу, вокруг трубчатого элемента, причем уплотнительный слой изготовлен из материала, подверженного набуханию при контакте с выбранным флюидом;b) частичное погружение трубчатого элемента внутрь скважины;c) радиальную установку уплотнительного слоя в его открытом положении на участок трубчатого элемента, продолжающийся над скважиной;d) перевод уплотнительного слоя в его закрытое положение; иe) дальнейшее погружение трубчатого элемента с установленным на него уплотнительным слоем внутрь скважины до тех пор, пока уплотнительный слой не будет расположен в выбранном местоположении внутри скважины. Используя способ в соответствии с изобретением, обеспечивается то, что во время сборки и погружения трубчатого элемента внутрь скважины, уплотнительный слой может быть установлен на уже собранный участок трубчатого элемента. Таким образом, повышается гибкость при выборе мест расположения внутри скважины трубчатого элемента, где уплотнительный слой (слои) может быть установлен на трубчатый элемент. Кроме того, при использовании способа в соответствии с изобретением сборка трубчатого элемента из трубчатых соединителей становится независимой от наличия заранее установленных пакеров на месте скважины. Также исключаются проблемы материально-технического снабжения из-за необходимости сборки на расстоянии пакеров на соответствующих трубчатых втулках. Предпочтительно этап а) включает предоставление множества указанных уплотнительных слоев на месте скважины, и этап с) включает радиальную установку уплотнительных слоев на трубчатый элемент во взаимно разнесенных друг от друга местах вдоль трубчатого элемента. Предпочтительно каждый уплотнительный слой изготовлен из материала, подверженного набуханию при контакте с углеводородными флюидами или водой, например водой из подземной формации. Для увеличения площади контакта с выбранным флюидом, предпочтительно, уплотнительный слой содержит множество кольцевых выемок на внешней поверхности уплотнительного слоя. В случае, когда уплотнительный слой должен быть установлен в кольцевом зазоре между стенкой скважины и обсадной трубой или обкладкой скважины, предпочтительно, чтобы уплотнительный слой был изготовлен максимально длинным для исключения обхода флюида из скалистого грунта формации напротив уплотнительного слоя. При практическом применении, таким образом, предпочтительно, чтобы длина уплотнительного слоя соответствовала, по существу, длине секции трубчатого элемента (т.е. трубчатого соединителя), на которую установлен уплотнительный слой, за вычетом длины соответствующих соединителей трубчатого соединителя. Для обеспечения простоты обработки и установки уплотнителя на полу буровой вышки предпочтительно, чтобы уплотнительный слой был сформирован из-1 008563 множества секций уплотнительных слоев, расположенных рядом друг с другом. Такие секции обычно имеют длину 0,5-2,0 м, например приблизительно 1 м. Краткое описание чертежей Изобретение будет более подробно описано ниже на примере, со ссылкой на прилагаемые чертежи,на которых на фиг. 1 схематично показана скважина, в которой используется вариант выполнения трубопровода и уплотнительного слоя, используемых в способе в соответствии с изобретением; на фиг. 2 А схематично представлен вид в разрезе трубопровода по фиг. 1; на фиг. 2 В схематично показан уплотнительный слой перед установкой на трубопровод; на фиг. 3 схематично показан вид в продольном разрезе уплотнительного слоя, установленного на трубопровод; на фиг. 4 схематично показан продольный разрез уплотнительного слоя, установленного на трубопровод; и на фиг. 5 схематично показана деталь А по фиг. 4. На чертежах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым компонентам. Подробное описание изобретения На фиг. 1 показана скважина 1, сформированная в подземной формации 2 для добычи углеводородного флюида, скважина 1 имеет, по существу, вертикальную верхнюю секцию 1 а и, по существу, горизонтальную нижний секцию 1b, продолжающуюся в зону 3 подземной формации, из которой добывают углеводородный флюид. Зона 3 подземной формации имеет трещины, в результате чего возникает риск проникновения воды из других зон формации (не показаны) в нижнюю секцию 1b скважины через трещины в зоне 3 формации. Верхняя секция 1 а скважины содержит обсадную трубу 4, зацементированную в скважину с использованием слоя цемента 5, и устье 6 скважины расположено в верхней части скважины 1 на поверхности 7. Эксплуатационная обсадная колонна 7 продолжается от нижней конечной части обсадной трубы 4, по существу, в горизонтальную секцию 1b скважины. Эксплуатационная насоснокомпрессорная колонна 9 обеспечивает сообщение флюидов между устьем 6 и эксплуатационной обсадной колонной 7, при этом эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 9 соответствующим образом герметизирована относительно эксплуатационной обсадной колонны с использованием пакера 10. Эксплуатационная обсадная колонна 7 содержит множество устройств управления притоком, выполненных в форме клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком, расположенных через определенные промежутки вдоль длины обсадной колонны 7. Каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком электрически соединен с центром 16 управления на поверхности через набор линий 18 управления, продолжающихся вдоль внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 и внутренней поверхности обсадной трубы 4, что позволяет открывать или закрывать каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком из центра 16 управления. Множество уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 расположены в кольцевом пространстве 28 между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой секции 1b скважины, в которой уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком расположены с чередованием вдоль эксплуатационной обсадной колонны 7. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 включает материал, подверженный набуханию при контакте с водой из водоносного слоя подземной формации 2, причем такой материал, предпочтительно, представляет собой эластомер ГБНК (HNBR, гидрированный бутадиеннитрильный каучук). На фиг. 2 А и 2 В показан вид в поперечном разрезе эксплуатационной обсадной колонны 7 и уплотнительного слоя 20 перед установкой уплотнительного слоя на эксплуатационную обсадную колонну 7. Набор линий 18 управления заключен внутрь элемента 30 крышки, который закреплен на внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 с использованием соответствующего средства крепления (не показано). Уплотнительный слой 20 имеет продольный разрез 31, образующий пару противоположных продольных кромок 32, 34, которые позволяют устанавливать уплотнительный слой 20 между открытым положением (как показано на фиг. 2), в котором указанные кромки 32, 34 разнесены друг от друга, что позволяет радиально устанавливать уплотнительный слой 20 в направлении стрелки 35 на эксплуатационную обсадную колонну 7, и закрытым положением (как показано на фиг. 3), в котором указанные кромки 32, 34 расположены рядом друг с другом, что позволяет с помощью уплотнительного слоя 20, по существу, охватывать эксплуатационную обсадную колонну 7. Кроме того, уплотнительный слой 20 содержит пару отверстий 36, 38, расположенных через равные продольные интервалы вдоль уплотнительного слоя 20. Отверстия 36, 38 каждой пары сформированы на соответствующих продольных кромках 32, 34 таким образом, что обеспечивается возможность пропускать болт (ниже называемый) через совмещенные отверстия 36, 38 для закрепления уплотнительного слоя 20 на эксплуатационной обсадной колонне 7. Уплотнительный слой 20 содержит продольную выемку 40, сформированную на внутренней его поверхности, для установки внутри нее набора линий 18 управления и элемента 30 крышки. На фиг. 3 показана эксплуатационная обсадная колонна 7 и уплотнительный слой 20 после радиальной установки уплотнительного слоя 20 на эксплуатационную обсадную колонну 7 так, что он окружает эксплуатационную обсадную колонну 7. Уплотнительный слой 20 зажимают на трубе с помощью-2 008563 множества узлов 42 болт/гайка, причем каждый узел 42 болт/гайка пропущен через соответствующую пару отверстий 36, 38. На фиг. 4 и 5 показан уплотнительный слой 20 и эксплуатационная обсадная колонна 7 в продольном разрезе. Эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из множества трубчатых соединителей 44,имеющих стандартную длину приблизительно 10 м (30 футов), в которой каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 продолжается, по существу, вдоль всей длины соответствующего трубчатого соединителя 44, на котором установлен уплотнительный слой 20. Каждый такой соединитель 44 содержит соответствующие соединительные участки 48 на его противоположных концах для соединения различных соединителей 44. Внешняя поверхность кольцевого уплотнительного слоя 20 содержит множество кольцевых выемок 46, расположенных на равномерном расстоянии друг от друга вдоль длины уплотнительного слоя 20. Для нормальной работы эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из соответствующих трубчатых соединителей 44 и из соответствующих коротких секций трубчатого элемента (называемых "втулками"; не показаны), которые включают соответствующие клапаны 12, 13, 14, 15 управления. Сборка происходит на месте бурения скважины по мере опускания эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Набор линий 18 управления вместе с элементом 30 крышки подают к эксплуатационной обсадной колонне 7 и прочно соединяют с нею, одновременно с погружением эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 затем радиально закрепляют на эксплуатационной обсадной колонне 7 в требуемых ее местах таким образом, чтобы внутри выемки 40 устанавливался элемент 30 крышки (и, следовательно, линии 18 управления). Уплотнительный слой 20 затем переводят в его закрытое положение, в котором он окружает трубчатый соединитель 44, и фиксируют на трубчатом соединителе 20 путем закрепления узлов 42 болт/гайка, продолжающихся через соответствующую пару отверстий 36, 38. Другие уплотнительные слои 22, 24, 26 собирают на соответствующих трубчатых соединителях 44 аналогичным образом. Эксплуатационную обсадную колонну 7 устанавливают внутри скважины 1 таким образом, что уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком располагаются в зоне 3 подземной формации, содержащей углеводородные флюиды. После того, как скважина 1 будет соответствующим образом завершена, углеводородный флюид протекает через зону 3 подземной формации 3 в секцию 1 а скважины и оттуда через клапаны 12, 13, 14,15 управления притоком поступает внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7 и в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 9. Когда вода из формации попадает в кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, один или больше уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26, которые входят в контакт с водой из формации, набухает до тех пор, пока дальнейшее набухание не будет остановлено стенкой скважины. Кольцевые выемки 46 увеличивают площадь контакта уплотнительных слоев с водой формации, усиливая, таким образом, набухание уплотнительных слоев. После того, как набухшие уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 будут зажаты между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, дальнейшее проникновение воды из формации через кольцевое пространство будет прекращено. Для определения места положения притока воды выполняют тест путем последовательного открывания и/или закрывания клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком с одновременным измерением притока воды из формации. Место притока определяют по наблюдаемому уменьшению (или устранению) притока воды из формации в результате закрывания одного или нескольких конкретных клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком. После определения места притока воды один или несколько клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком в месте притока закрывают, устраняя,таким образом, приток воды из формации внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7. Набухание каждого из уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 также обеспечивает адекватное уплотнение уплотнительного слоя относительно эксплуатационной обсадной колонны 7 и соответствующего элемента 30 крышки, что исключает проникновение флюидов между уплотнительным слоем и эксплуатационной обсадной колонной, или элементов 30 крышки. Вместо набухания уплотнительного слоя в результате контакта с водой из подземной формации такое набухание может быть инициировано в результате ввода уплотнительного слоя в контакт со скважинным флюидом на основе воды, закачиваемым внутрь скважины. Кроме того, уплотнительный слой может быть изготовлен из материала, подверженного набуханию в результате контакта с углеводородным флюидом, таким как сырая нефть или дизельное топливо. В таком варианте выполнения набухание уплотнительного слоя может быть индуцировано в результате контакта с углеводородным флюидом из скважины или в результате контакта с углеводородным флюидом,прокачиваемым внутрь скважины. Кроме того, можно применять гибридную систему, которая включает секции уплотнительного слоя,подверженные набуханию в результате контакта с углеводородным флюидом, и секции уплотнительного слоя, подверженные набуханию в результате контакта с водой из подземной формации. Вместо набухания уплотнительного слоя в результате контакта с водой или нефтью из подземной формации, набухание уплотнительного слоя может быть инициировано в результате прокачки выбранного флюида, например дизельного топлива, внутрь скважины. Такая процедура имеет преимущество, со-3 008563 стоящее в предотвращении преждевременного набухания во время погружения трубчатого элемента в скважину. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ установки кольцевого уплотнителя на трубчатый элемент для использования внутри скважины, содержащий:a) нанесение по меньшей мере одного гибкого уплотнительного слоя на месте скважины, причем каждый уплотнительный слой имеет пару противоположных продольных кромок, перемещаемых относительно друг друга между открытым положением, в котором уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается, по существу, вокруг трубчатого элемента, причем уплотнительный слой изготовлен из материала, подверженного набуханию при контакте с выбранным флюидом;b) частичное погружение трубчатого элемента внутрь скважины;c) радиальную установку уплотнительного слоя в его открытом положении на участок трубчатого элемента, продолжающийся над скважиной;d) перевод уплотнительного слоя в его закрытое положение; иe) дальнейшее погружение трубчатого элемента с установленным на него уплотнительным слоем внутрь скважины до тех пор, пока уплотнительный слой не будет расположен в выбранном местоположении внутри скважины. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что этап а) включает предоставление множества указанных уплотнительных слоев на месте скважины, с) включает радиальную установку уплотнительных слоев на трубчатый элемент во взаимно разнесенных друг от друга местах вдоль трубчатого элемента. 3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что каждый уплотнительный слой изготовлен из материала, подверженного набуханию при контакте с водой или углеводородным флюидом. 4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что уплотнительный слой включает эластомерный материал, подверженный набуханию в результате контакта с водой из подземной формации. 5. Способ по п.4, характеризующийся тем, что уплотнительный слой включает эластомер ГБНК. 6. Способ по одному из пп.1-5, характеризующийся тем, что уплотнительный слой содержит множество кольцевых выемок на внешней поверхности уплотнительного слоя. 7. Способ по одному из пп.1-6, характеризующийся тем, что трубчатый элемент собирают из множества секций трубчатых элементов, и в котором длина каждого уплотнительного слоя соответствует, по существу, длине секции трубчатого элемента, на который установлен уплотнительный слой. 8. Способ по одному из пп.1-7, характеризующийся тем, что каждый уплотнительный слой сформирован из множества секций уплотнительного слоя, расположенных рядом друг с другом. 9. Способ по одному из пп.1-8, характеризующийся тем, что каждый уплотнительный слой выполнен с возможностью герметизации кольцевого пространства, сформированного между трубчатым элементом и стенкой скважины. 10. Способ по одному из пп.1-9, характеризующийся тем, что дополнительно содержит, после этапаd), закрепление уплотнительного слоя в его закрытом положении на трубчатом элементе, с использованием соответствующего средства крепления.