Свабирование скважин недостатки

Свабирование — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Свабирование (англ. swabbing, от swab — швабра, банник) — процесс интервального понижении уровня жидкости в скважине с целью снижения гидростатического давления для вызова притока из пласта. Основные элементы сваба следующие: резино-металлической манжеты (одной или нескольких), мандрель, вертлюг, грузовая штанга. Спуск и подъем сваба проводятся на геофизическом кабеле с помощью геофизического подъемника. Для проведение работ также требуется специальное устьевое оборудование с лубрикатором. Глубина погружения сваба в жидкость не должна превышать 600 м^[1]

Свабирование применяется для вызова и интенсификации притока флюидов при освоении новых добывающих скважин и скважин, выводимых из консервации или ликвидации, а также при увеличении дебита существующих.^[2][3]

Свабирование скважин может применяться и для других целей, в том числе:

• для понижения уровня жидкости в скважинах или только в насосно-компрессорных трубах;
• для очистки призабойной зоны от продуктов проведения химической обработки;
• для очистки забоя от механических примесей, выносимых из призабойной зоны;
• для очистки призабойной зоны от механических примесей, нагнетаемых в пласт агентом для поддержания пластового давления, или после интенсификации притока нефти физическими методами воздействия.

Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:^[1]

• каротажный подъемник, технические характеристики которого позволяют осуществлять подъем свабирующего устройства с грузом, геофизических приборов и столба жидкости массой до 1000 кг со скоростью не менее 3500 м/ч;
• специальный бронированный кабель с разрывным усилием не ниже 40 кН без обрывов проволок брони, «фонарей» и изгибов, имеющий одну или несколько информационных жил для электрического соединения геофизических датчиков с каротажным регистратором;
• свабирующее устройство не должно быть длиннее приемной камеры лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба, должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ на 3-6 мм (для НКТ диаметром 2,5" на 5-6 мм).

• «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин» РД 39-147585-140-96

ru.wikipedia.org

3.Свабирование

Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном (рисунок 8).

Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъёме вверх - клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, поднимается вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины на дневную поверхность.

Рисунок 8. Принципиальная конструкция сваба:

а – сваб упрощенной конструкции;

б – сваб с двойным проходным отверстием:

1 – клапанная клеткаж 2 – шариковый клапан; 3 – седло клапана; 4 – полый стержень; 5 – прорезиненная манжета;

6, 7 гайка

Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), то и снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на определенную глубину, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ и дальше - на дневную поверхность.

Процесс свабирования может быть повторен многократно, что и позволит понизить давление на пласт на значительную величину, при которой, и начнется приток пластовых флюидов в скважину, и далее на дневную поверхность.

4. Имплозия

Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить его со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может быть вызван так же, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости сосуды на НКТ и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Техника безопасности при ведении работ по перфорации и вызову притока

Так известно, техника безопасности – это совокупность приёмов по предупреждению несчастных случаев, отравлений и профессиональных заболеваний, которые могут быть обусловлены технологий процессов и оборудованием используемых при проведении работ по перфорации и вызову притока в добывающих скважинах. Следует отметить, что общее руководство и ответственность за правильную организацию, своевременное и качественное обучение рабочих и служащих безопасным методам и приёмам труда на предприятиях возлагается на руководителя и главного инженера, а в подразделениях – на руководителя подразделения (см. Правила технической эксплуатации газодобывающих предприятий /Сост. Г.З. Алисеенко, Р.В.Говоровский, В.С.Духовный, А.И.Еськин, Л.Х.Назаренко, В.М.Никитин, А.В.Хрёмин. – М: Недра, 1987. – 136 с./. Допуск к самостоятельной работе разрешается только после прохождения работ работником вводного инструктажа, целевого обучения, и проверки знаний по охране труда. Лица, по вине которых произошла авария при проведении работ , несут персональную ответственность в административном или судебном порядке.

Для эксплуатационного персонала вышеуказанная ответственность возникает:

- при неправильных действиях и нарушениях требований правил техники безопасности и действующих производственных инструкций;

- при недоброкачественном проведении технического обслуживания и ремонтов;

- при выполнении указаний, повлекших за собой возникновение аварий;

- при непринятии мер по ликвидации аварийных очагов и дефектов;

- при невыполнении директивных указаний вышестоящих органов по повышению надёжности работы;

- при нарушении сроков и неполном объёме проведения технического обслуживания, ремонтов и профилактических испытаний оборудования;

- при допуске к работе с нарушением требований правил технической эксплуатации и техники безопасности.

Согласно правил разработки газовых и газоконденсатных месторождений (М; Недра, 1971.- 104) освоение газовых скважин разрешается, производит только при установки фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить необходимый отбор проб, замеры давлений и температуры, Фонтанная арматура и система манифольдов должны быть закреплены и опрессованы на полуторакратное ожидаемое устьевое давление. До начала работ по освоению скважины следует установить стационарную или передвижную площадку с лестницей и перилами. Результаты опрессовки скважины оформляются актом.

Обвязка скважины, её коммуникации (амбары, ёмкости и др.) должны быть подготовлены к приёму скважинной продукции до начала проведения перфорационных работ. Под выкидными линиями, если они находятся на высоте, следует устанавливать опоры, для предотвращения падения линий при ремонте или вибрационного воздействия от ударов струи. Перед началом перфорации на крестовик фонтанной арматуры или на фланец колонны устанавливают противовыбросовую задвижку, которую предварительно проверяют и спрессовывают на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижку и крестовик вновь спрессовывают на давление, не превышающее допустимое для данной эксплуатационной колонны. Результат испытания оформляют актом. Противовыбросовая задвижка должна иметь указатели: «Открыто», «Закрыто», а её штурвал выводят в сторону от выкидных линий на расстояние не менее 10 м от скважины и ограждают щитом и навесом.

При необходимости глушения скважины в процессе её освоения должен быть приготовлен свежий утяжеленный раствор в количестве не менее двух объёмов скважины. Раствор в процессе освоения должен периодически перемешиваться.

После прострела колонны снимают противовыбросовую задвижку, в скважину спускают НКТ, а затем устанавливают елку с центральной задвижкой. Спускать и поднимать трубы разрешается только при наличии на мостках задвижки с переводной катушкой и патрубком, рассчитанными на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины. Трубы укладывают на стеллажи с предохранительными стойками.

Освоение рекомендуется проводить в дневное время. При освоении скважины в ночное время рабочие места должны быть освещены светильниками во взрывоопасном исполнении. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске или подъёме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы.

При освоении скважин промывкой жидкостью, методами аэрации жидкости и продавки газом нагнетательные линии, воздухопровод и газопровод должны иметь задвижку, обратный клапан и манометр

Нагнетательная линия, воздухопровод и газопровод должны спрессовываться на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления.

При освоении скважин с помощью передвижного компрессора его следует устанавливать не ближе 25 м от скважины. Насосные агрегаты должны находиться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и быть расставленными так, чтобы расстояние между ними составляло не менее 1 м, и кабины их не были обращены к устью скважины.

При перерывах и остановках в процессе освоения центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижка на крестовике должны быть закрыты. При вызове притока путем нагнетания сжатого воздуха или аэрации жидкости воздухом перерывы процесса не допускаются во избежание образования взрывоопасной смеси. Перед возобновлением работ по освоению после их остановки необходимо постепенно через центральную и затрубную задвижки снизить давление газа в скважине до атмосферного.

При освоении скважины продавкой газом, подаваемым из соседней скважины, газопровод следует подключать после штуцера. Газопровод должен быть проложен так, чтобы в процессе освоения скважины исключалась опасность его механического повреждения.

Освоение газовых и газоконденсатных скважин свабированием, а фонтанных скважин - тартанием желонкой запрещается. При освоении газовые и газоконденсатные скважины продувают путём выпуска газа в атмосферу с целью очистки забой от воды, грязи и шлама. Скважину следует продувать через прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при полностью открытых задвижках на выкиде. Продувка опасна в пожарном отношении. Перед продувкой нужно потушить огни и прекратить курение на расстоянии не менее 150 м вокруг скважины, особенно с подветренной стороны. При переменных ветрах, наступлением темноты и сильных туманов продувку следует прекратить. После продувки закрывать задвижку нужно медленно.

Если продуктивные пласты представлены слабосцементированными породами или же скважины находятся в приконтактных зонах, процесс освоения скважины следует осуществлять осторожно, без резкого снижения давления на пласт.

С целью предохранения от разрушения ПЗП в рыхлых коллекторах или подтягивания флюидов из смежных зон пласта в трещиноватых коллекторах, освоение скважины необходимо проводить поэтапно:

- I этап – освоение скважины при малых депрессиях;

- II этап – освоение скважин при больших депрессиях.

В районе проведения работ должен быть первичный противопожарный инвентарь, включающий в себя, ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма, огнетушители кислотные и пенные.

ЛЕКЦИЯ № 16

Приборы и оборудование для контроля и измерения давления, температуры в поверхностных условиях. Устройства для измерения расхода природного газа

studfile.net

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Свабирование

Cтраница 1

Свабирование представляет собой наиболее простой и довольно эффективный способ освоения скважин.  [1]

Свабирование и тартание применяют очень редко из-за их взрывоопасное, низкой производительности, отсутствия надежного контроля процесса.  [2]

Свабирование заключается в том, что при возвратно-поступательном перемещении сваба ( поршень 4 с клапаном 3 на рис. 11.9) жидкость порциями перемещается в надпоршневое пространство. В результате создается депрессия на водоносный пласт, вызывающая приток воды из пласта в скважину, очистку фильтра и стенок скважины от глинистой корки, осадков и загустевшего раствора.  [3]

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.  [4]

Свабирование рсуществляется свабом ( поршнем), снабженным обратным клапаном, Сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается, и сваб выталкивает на по - - верхность столб жидкости, расположенной выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин, с АВПД производится с установкой на устье лубрикатора. К преимуществам данного метода относятся плавность создания депрессии, осуществление процесса вызова притока без привлечения дополнительных технических средств; к недостаткам - повышенная взрывоопасность ( трение каната создает условия искрообразо-вания), аварийность ( обрыв каната, заклинивание сваба) и низкая производительность. Метод в СССР, так же, как и тартание, применяется ограниченно.  [5]

Свабирование осуществляется свабом ( поршнем), снабженным обратным клапаном. Сваб спускают на канате в насосно-компрессорные трубы ( НКТ) под уровень жидкости, клапан при этом открыт. При движении вверх клапан закрывается и сваб выталкивает на поверхность столб жидкости, расположенный выше. Глубина погружения сваба зависит от мощности лебедки, агрегата в целом и прочности каната. Свабирование скважин с АВПД проводят с установкой на устье лубрикатора.  [6]

Свабирование при испытании скважин используется в СССР только в некоторых районах, и общий объем при вызове притока недостаточен.  [7]

Свабирование широко распространено за рубежом. Все агрегаты для испытания скважин и легкие буровые станки там снабжены лебедками для свабирования. Имеются специальные агрегаты для свабирования на больших глубинах. Несмотря на более низкую производительность труда при свабировании скважины по сравнению с работой компрессора, этот способ имеет и некоторые преимущества. В частности, работы по свабирова-нию скважины проводятся без привлечения дополнительного оборудования.  [8]

Свабирование проявляется в наибольшей степени в момент отрыва долота от забоя. В это время следует проводить самые тщательные проверки, чтобы выявить поступление в скважину пластовых флюидов.  [9]

Свабирование осуществляется в двух вариантах: с установкой пакера выше интервала перфорации с целью исключения затрубного пространства из рабочего объема скважины и без пакера. В последнем случае на пласт создается меньшая депрессия, так как при подъеме сваба в подъемные трубы поступает жидкость как из пластд, так и из затрубного пространства.  [10]

Свабирование производится в трубах 2у2 - 4, спущенных до забоя, при установленной на устье арматуре.  [11]

Свабирование фонтанных скважин может производиться при наличии на буферной задвижке устьевой арматуры герметизирующего устройства, предотвращающего разлив жидкости, а также возможность открытого фонтанирования. Применение этого метода для освоения ( фонтанных скважин допускается также при условии присоединения к центральной задвижке штурвала со штоком длиной не менее 10 м и устройства навеса над пультом управления станком или агрегатом для защиты работающего у пульта.  [12]

Свабирование фонтанных скважин может производиться при наличии на буферной задвижке устьевой арматуры герметизирующего устройства, предотвращающего разлив жидкости, а также возможность открытого фонтанирования. Применение этого метода для освоения фонтанных скважин допускается также при условии присоединения к центральной задвижке штурвала со штоком длиной не менее 10 м и устройства навеса над пультом управления станком или агрегатом для защиты работающего у пульта.  [13]

Время свабирования зависит от пластового давления, степени загрязнения призабой-ной зоны пласта, интенсивности проведения 2 работ. Скважина может начать фонтанировать через несколько десятков циклов свабирования, а иногда свабирование приходится вести несколько дней.  [14]

Длительность свабирования составляет 3 - 6 сут.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ свабирования скважины

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении в процессе эксплуатации скважин. Обеспечивает создание плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт. Сущность изобретения: способ заключается в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами. Перемещение каждого из свабов в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях. При этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин.

Сущность изобретения заключается в следующем. В жидкой среде на забое скважины создают не единичные импульсы депрессии с большим интервалом времени между ними, как это имеет место при подъеме сваба в одной колонне НКТ, а по крайней мере парные импульсы депрессии на пласт с регулируемым интервалом их создания: от нуля (при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ) до половины периода цикла свабирования (при перемещении свабов в двух колоннах НКТ в оппозитных направлениях). В результате обеспечивается возможность регулирования депрессии на пласт и повышения стабильности вызываемого из продуктивного пласта потока флюидов, а следовательно, интенсификация процесса очистки фильтрационной зоны пласта от механических частиц. Реализация предлагаемого способа связана с соответствующим оснащением скважины, отличающимся от оснащения скважины одной колонной НКТ и одним свабом. При свабировании скважины двумя свабами без установки пакера имеет место следующая схема оснащения (см. фиг.1, 3 и 4). На эксплуатационную колонну 1 посажена фонтанная арматура 2 и лубрикатор 3, обеспечивающие возможность приема жидкости из двух колонн насосно-компрессорных труб 4 и 5 и пропуска тяговых элементов 6 и 7, к которым подсоединены свабы 8 и 9 с грузами-утяжелителями или приборами 10 и 11. Колонны НКТ имеют, кроме того, приемные клапаны и ограничительные муфты (не показаны). В качестве тягового элемента используют каротажный кабель, трос или стальную ленту, а соответственно, в качестве приводного органа - каротажный подъемник, лебедку трактора-подъемника, передвижные агрегаты с лебедками на базе автомобиля. При свабировании скважины по схеме фиг.2 в скважинную компоновку подземного оборудования входит пакерный узел 12, а в некоторых случаях - съемный обратный клапан 13. При ступенчатом свабировании скважины (см. фиг.3) устанавливают пакер 14 совместно с колонной НКТ, опущенной в эксплуатационную колонну до заданной глубины под динамический уровень. В случае спуска НКТ 5 с поверхности в ней делают сливное устройство 15. Способ реализуется следующим образом. При свабировании скважины двумя свабами с перемещением их в оппозитных направлениях при подъеме сваба 8 в колонне НКТ 4 (см. фиг.1) производится отбор жидкости из скважины, что вызывает приток флюидов из пласта. При подходе к устью скважины сваба 8 жидкость глушения вытесняется в выкидную линию системы сбора, соединенную с колонной НКТ 4. Одновременно с подъемом сваба 8 сваб 9 в колонне НКТ 5 опускают от устья скважины до крайнего нижнего положения, после чего цикл свабирования свабом 9 в колонне НКТ 5 осуществляют аналогично свабированию свабом 8 в колонне НКТ 4. Синхронность подъема и спуска свабов 8 и 9 обеспечивается эквивалентностью их масс, включая грузы 10, 11, и параметрами перемещения тяговых элементов 6 и 7. Разнонаправленность их движения достигается применением двух однотипных подъемников, одного агрегата с двумя лебедками или более мощной установки с противоположной навивкой тяговых элементов на барабан. Вариант свабирования скважины двумя свабами 8 и 9 в случае установки пакерного узла (см. фиг.2) не отличается от изложенной технологии свабирования без его установки. Особенность заключается в том, что установленный в эксплуатационной колонне 1 пакерный узел 12 изолирует полости колонн НКТ 4 и 5 от затрубного пространства и при подъеме сваба 8 или 9 происходит отбор жидкости только из соответствующих колонн НКТ из подпакерной области скважины. В результате сокращается число циклов подъема свабов, необходимое для вытеснения жидкости из колонн НКТ до заданного уровня. Свабирование скважины с однонаправленным перемещением свабов в обеих колоннах НКТ, но с опережающим подъемом одного из них (см. фиг.3), создает большую динамичность воздействия на пласт. При работе по этому варианту оба сваба опускают к забою скважины до одного уровня. Затем начинают подъем одного из свабов, например 8 (см. фиг.3). При перемещении его на некоторую высоту (ориентировочно 10-20 м при скорости подъема сваба 1-3 м/сек) осуществляют подъем сваба 9. После вытеснения жидкости, поднятой свабами 8 и 9, в систему сбора, цикл работ повторяют в том же порядке или же с первоочередным перемещением сваба 9. Тяговые элементы приводят в движение независимыми приводами или же одним приводом с соответствующей корректировкой режима подъема. Большая эффективность "раскачки" жидкости в призабойной зоне достигается при согласовании временного интервала между "стартами" свабов с частотой собственных колебаний поднимаемой жидкости. При необходимости наиболее высокий уровень депрессии на пласт как при свабировании скважины без пакера, так и с установкой пакера, может быть достигнут при однонаправленном синхронном подъеме свабов 8 и 9 по крайней мере в двух колоннах НКТ (см. фиг.4). Очевидно, что операции подъема и спуска одновременно двух свабов не вызывают трудностей и проводятся одной подъемной установкой. Схема, приведенная на фиг.5, обеспечивает возможность свабирования глубокой скважины без увеличения продолжительности цикла подъема и спуска свабов. Зазор между НКТ и эксплуатационной колонной 1 по высоте разобщают пакером 14. Один из свабов, например 9, в колонне НКТ погружают под динамический уровень жидкости глушения, осуществляют подъем жидкости в надпакерную область с подачей ее через торец НКТ или сливное устройство 15. Из надпакерной области жидкость свабом 8 по колонне НКТ 4 или другим способом (насосом, эрлифтом и т.п.) поднимают на поверхность. Способ свабирования скважины двумя свабами, каждый из которых перемещают в своей колонне НКТ, обладает рядом преимуществ по сравнению со свабированием одиночным свабом, а именно: - сокращается время вызова притока жидкости и освоения скважины; - кратно повышается интенсивность выполнения операций спуска-подъема и, соответственно, производительность отбора жидкости глушения;
- расширяются возможности выбора более эффективного режима отбора жидкости глушения и регулирования величины и продолжительности действия депрессии на пласт;
- снижаются энергозатраты на операции подъема свабов, поскольку используется принцип уравновешивания балластных нагрузок на привод;
- при прочих равных условиях могут быть снижены мощность привода и прочностные характеристики тяговых элементов.

Формула изобретения

1. Способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами, перемещение каждого из которых в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, при этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях. 2. Способ по п. 1, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

findpatent.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Свабирование

Cтраница 3

При свабировании нагнетательных скважин с пакером создаются очень резкие депрессии на пласт, величина которых достигает 7 - 8 МПа. При этом исходят из того, что сваб погружается на глубину 700 - 800 м под уровень жидкости.  [31]

При свабировании нагнетательных скважин без пакера депрессии на пласт очень маленькие, порядка 0 6 - 0 8 МПа. Такие низкие депрессии объясняются сравнительно малой скоростью ( 0 7 - 0 9 м / с) подъема сваба лебедкой трактора-подъемника.  [32]

Как и свабирование, использование различных клапанных устройств, эффекта имплозии и ряда других методов более эффективно для очистки ПЗП по сравнению со стационарным понижением уровня. В простейшем случае это мембрана, устанавливаемая в нижней части порожней колонны НКТ. На устье в заколонном пространстве с целью разрыва мембран повышают давление, обычно до 10 МПа. При последовательном разрыве нескольких мембран качество очистки ПЗП улучшается.  [33]

Некоторым недостатком свабирования являются необходимость работать при открытом устье скважины и потребность в подъемном механизме.  [34]

Поршневание ( свабирование) - эффективный способ освоения скважин при котором имеется возможность проведения гидродинамических исследований скважин ( в сочетании с испытателями пластов) и определения негерметичности обсадной колонны. Применяются свабы двух видов: самоуплотняющиеся и щелевые. Свабирование может осуществляться с перемещением отсеченного столба жидкости до устья скважины вместе со свабом и в режиме работы глубинного насоса, а также комбинацией этих способов.  [35]

Стандартным методом свабирования трудно обеспечить повышенную производительность, и начальные дебиты скважин имеют конечную величину. Исследования скважин на Туймазинском месторождении с установкой на забой глубинного манометра показали, что при свабировании как без пакера, так и с пакером величины депрессий на забой не превышают 6 - 8 кгс / см, вследствие медленного погружения сваба под уровень жидкости.  [36]

Во время свабирования и отработки скважины особое внимание уделяется технике безопасности, поскольку из скважины выходит газ. Каждый человек, снимающий показания манометров или находящийся на емкости, должен иметь дыхательную маску и персональный детектор газа, который показывает концентрацию сероводорода в воздухе и взрывоопасность. Детектор издает предупреждающий сигнал при превышении допустимой концентрации.  [37]

После 5 свабирований извлечено 3 куба жидкости.  [38]

Сущность метода свабирования заключается в том, что при подъеме столба жидкости, находящейся над свабом, создается депрессия на пласт. Вследствие этого вызывается приток жидкости из пласта в скважину и происходит очистка поверхности фильтрации от механических взвешенных частиц.  [39]

Во время свабирования запрещается находиться на устьевой площадке, так как при ударе сваба об уровень воды в скважине и его мгновенной остановке тартальный канат в силу своей инерции может образовать петлю и принести тяжелую травму. Кроме того, крутая петля может вызвать обрыв каната и привести к аварии.  [40]

Освоение методом свабирования газовых и газоконденсатных скважин не применяется, так как для указанных категорий скважин этот метод весьма опасен.  [41]

Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.  [42]

Снижение уровня свабированием или тартанием проводят сравнительно редко, так как эти процессы недостаточно производительны и в настоящее время слабо оснащены технически, особенно в части оборудования устья скважины.  [43]

Вызов притока свабированием состоит в следующем.  [44]

Снижение уровня свабированием осуществляется при помощи поршня с манжетами, спускаемого в на-сосно-компрессорные трубы на тросе. Эту операцию необходимо производить очень внимательно, особенно в момент возможного проявления пласта.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

В «Елховнефти» усовершенствовали оборудование для свабирования

Это уменьшило число поломок на скважинах с высоковязкой нефтью и эмульсией.

Для поддержания стабильно высокого уровня добычи нефти в НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» в рамках комплекса мер по совершенствованию разработки месторождений используют метод свабирования. Для этого создана специальная бригада, пишет газета «Елховские горизонты».

 Метод свабирования используется для вызова притока жидкости в скважину из продуктивных пластов. Его суть заключается в периодическом отборе продукции из скважины в сборную емкость или стационарную систему. Это делается с помощью передвижного агрегата с комплексом оборудования для свабирования на базе подъемника АзИНМАШ-37А. При свабировании по НКТ в скважину должна быть спущена колонна НКТ-2,5(2,0), предварительно прошаблонированная и оборудованная свабоограничителем в виде ограничительной муфты или патрубка из НКТ‑2,0(1,5). На устье скважины устанавливается лубрикатор для предотвращения попадания воздуха в скважину и аварийного выброса скважинного оборудования при проявлении скважины при производстве данных работ.

 Недостатком данного процесса является то, что на скважинах с высоковязкой нефтью и эмульсией нередко возникает непрохождение свабной мандрели из-за высокой плотности или вязкости извлекаемой жидкости. Нередки случаи образования «жучков» на тяговом канате и обрывы глубинного оборудования.

 Для совершенствования данного метода в нижнюю часть мандрели установили шнекоподобную насадку, изготовленную в цеховых условиях. За счет увеличения веса мандрели и конструктивных особенностей (наличия заостренного окончания и спиралевидного наварного утолщения) данное оборудование позволяет разрыхлять и проходить через труднопроходимые слои извлекаемой жидкости в НКТ. Опытным путем была подобрана длина и вес шнекоподобной насадки. Тем самым это позволило ускорить процесс свабирования на скважинах с высоковязкой средой и предотвратить запаздывание тягового каната в колонне НКТ, а также образование «жучков» и обрывы глубинно-насосного оборудования.

 Данное оборудование было успешно использовано на скважинах с высоковязкой нефтью бригадами ООО «Татнефть-Актюбинск-РемСервис».

 Кроме того, существует проблема непрохождения исследовательских приборов для замера пластового давления и параметров работы скважин на пьезометрических скважинах. Имеются случаи «холостых» проездов геофизических партий «ТНГ АлГИС» по данной причине, и для ревизии НКТ необходимо произвести ПРС с подъемом и пропаркой НКТ. Было предложено произвести пробный спуск шнекоподобной насадки на данных скважинах для очистки внутренней поверхности НКТ от асфальтосмолистопарафиновых отложений. Данное оборудование показало высокую эффективность и позволило подготовить скважины к проведению исследования без привлечения бригады ПРС для подъема, ревизии и пропарки НКТ.

 

Оборудование несложно в изготовлении в цеховых условиях ООО «НКТ-Сервис», рассказал Андрей Юдин, мастер по ПРС. Оно позволит дополнительно эксплуатировать оборудование для свабирования на скважинах с высоковязкой нефтью и очищать НКТ от асфальтосмолистопарафиновых отложений при подготовке скважин к исследованию c минимальными затратами в других подразделениях «Татнефти».

nangs.org

7. Опишите основные технологии гидродинамических исследований в процессе вызова притока компрессированием и свабированием и дайте сравнительный анализ их информативности.

Вызов притока свабированием или компрессированием позволяет уверенно испытывать высокопроницаемые пласты. Ограничением данных методов является сложность вызова притока из малопроницаемых, закольматированных пластов и скважин с низким пластовым давлением.

Компрессирование (азотирование)- используется для определения продуктивности и количественной оценки интегральных фазовых расходов в нефтяной скважине при неустановившихся режимах ее работы.

С

Закачивают N₂

НКТ

Р

ущность изобретения:способ определения фазовых дебитов в нефтяной скважине содержит вызов притока пластового флюида после предварительного снижения уровня жидкости в стволе скважины, а также контроль темпа притока, который осуществляется путем регистрации в скважине серии барограмм в интервале выше кровли работающего пласта с последующим сравнением барограмм попарно в порядке увеличения времени их регистрации и вычисления для каждой пары барограмм среднего градиента давления и темпа изменения давления во времени, по которым определяют изменение во времени плотности, объемного и массового дебитов поступающей в ствол многофазной смеси.

Статич.

ур-нь

у

Закачивем газ

Спускаем уровень

Рпл

∆Р

Срабатывание ПМ

КВУ

Отверстие - пусковая муфта ПМ

Стабилизируется компрессирование. Возможность работы скв. со стабильным дебитом

манометр

Газ идет по межтрубью и выносит жидкость

t

Падение давления. Момент стравливания давления

Пласт работает на вмещение.

∆Р можно уменьшить установлением муфты выше

Свабирование- способдобычи нефтис помощью поршня, подвешенного на тросе или грузовой штанге и оборудованного обратным клапаном и уплотнительными манжетами. Свабирование применяется для вызова и интенсификации притокафлюидовпри освоении новыхдобывающих скважини скважин, выводимых из консервации или ликвидации, а также при увеличениидебитасуществующих.

При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. За один раз сваб может поднять столб жидкости высотой более 800 м. Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты.

Как штанговый насос

Р

КВУ

1

2

КВУ

КВД

Сваб движется вверх и записывается КВУ

3

4

КВУ

Q

t

Т.к. кол-во циклов велико и время их мало, то усредняют под Q.

Пласт всегда работает на приток.

Более щадящий метод, чем компрессирование.

• При компрессорном освоении испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается действию избыточного давления (до срабатывания пусковых муфт), что приводит к поглощению пластом скважинной жидкости, снижая тем самым проницаемость призабойной зоны для углеводородной фазы. При этом регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения компрессором невозможно.

• Освоение скважины свабированием имеет тот недостаток, что депрессия создается дискретно и не мгновенно, так как требуется некоторое время на спуск и подъем сваба. Кроме того, при свабирование низкопродуктивного объекта не возможно добиться стабильного стационарного отбора продукции со снятием дебита и забойного давления.

	КСД	КВД	КСД-режим	ИД	КВУ
Компрессирование	±	-	-	-	+
Свабирование	-	-	-	-	+

studfile.net

Способ свабирования скважины

 

Применяется в нефтегазодобывающей промышленности. Сваб опускают в скважину на тяговом элементе. Уплотнительный элемент устьевого сальника при спуске сваба поджат к поверхности тягового элемента без усилия. С началом спуска сваба в полости колонны труб над свабом создают избыточное давление нейтрального газа. Величину этого давления поддерживают до начала подъема сваба. Спуск сваба ведут на скорости, превышающей возможную скорость движения сваба в жидкости. При входе сваба в жидкость скорость его движения снижается. На устье момент входа сваба в жидкость определяют по колебанию тягового элемента и прослаблению его натяжения. После заглубления сваба под уровень жидкости на оптимальную величину начинают его подъем. При этом прекращают поддержание избыточного давления нейтрального газа. Поднимаемую жидкость отводят в систему сбора. Уплотнительный элемент сальника поджимают к поверхности тягового элемента с усилием, предотвращающим выход жидкости через сальник. Уменьшается материалоемкость, увеличивается производительность и повышается безопасность. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, пробной эксплуатации или при очистке призабойной зоны нефтяных и водяных скважин.

Известны варианты способа свабирования скважины (а.с. СССР N 1268716, МКИ E 21 B 43/00), где сваб спускают в скважину на тяговом элементе, герметизированном на устье. При этом в полости труб над свабом образуется разрежение, по изменению величины которого (вариант 1) или по изменению расхода газа или воздуха, всасываемого в зону разрежения через дросселирующий канал (вариант 2), и известной длине тягового элемента судят об уровне жидкости. Недостатком способа является то, что для обеспечения спуска сваба при герметизированном устье, особенно в начальный момент спуска, необходим груз большего веса, что увеличивает материалоемкость способа, так как для обеспечения герметичности уплотнительный элемент устьевого сальника должен быть плотно, с усилием поджат к тяговому элементу. Силы трения, возникающие при поджатии в месте их контакта, значительны и препятствуют движению тягового элемента. При этом увеличивается время спуска сваба, что снижает производительность способа, а интенсивный износ уплотнительного элемента требует частой его замены. Кроме того, при ходе сваба вниз в полости труб над свабом образуется разрежение, увеличивающее вероятность попадания воздуха в скважину и возможность образования взрывоопасной смеси со скважинным газом, легкими фракциями нефти, которые могут присутствовать в скважине или попасть в нее с пластовой жидкостью в процессе свабирования. А широко используемые при свабировании в качестве тягового элемента стальные канаты и каротажные кабели вследствие сложной формы их поверхности практически невозможно в достаточной степени герметизировать уплотнительным элементом устьевого сальника, обеспечивая при этом спуск сваба, особенно в начальный момент спуска, и это снижает безопасность способа. Цель изобретения - уменьшение материалоемкости, увеличение производительности и повышение безопасности способа. Указанная цель достигается тем, что при свабировании скважины, включающем периодический спуск в скважину сваба на тяговом элементе, герметизированном на устье, погружение его под уровень жидкости, подъем сваба со столбом жидкости над ним с отводом жидкости в систему сбора и непрерывный контроль глубины погружения сваба в жидкость, осуществляемый по разнице длины тягового элемента, спущенного в скважину, и уровня жидкости в ней, с началом спуска сваба в скважину в полости труб над свабом создают избыточное давление нейтрального газа, величину которого поддерживают до начала подъема сваба, а об уровне жидкости в скважине судят по колебанию и ослаблению натяжения тягового элемента в момент входа сваба в жидкость. Свабирование скважины осуществляется следующим образом. Сваб с грузом при отсеченной системе сбора помещают в колонну труб на тяговом элементе. Уплотнительный элемент устьевого сальника поджат к поверхности тягового элемента без усилия, лишь до ее касания. С началом спуска сваба в скважину в полости колонны труб, расположенной над свабом, создается избыточное давление нейтрального газа, исключающее вероятность попадания воздуха в скважину через возможные неплотности и способствующее страгиванию сваба и его движению при спуске, поскольку действием избыточного давления газа на сваб создается дополнительное усилие, направленное вниз. Это позволяет осуществлять спуск сваба с высокой скоростью. Вход сваба в жидкость снижает скорость его движения, а на устье момент входа сваба в жидкость определяется по колебанию тягового элемента и ослаблению его натяжения, что позволяет судить об уровне жидкости в скважине и опустить сваб под уровень жидкости на оптимальную глубину. Затем производят подъем сваба. С началом подъема поддержание избыточного давления газа в колонне труб над свабом прекращается. Подача жидкости осуществляется в открывшуюся систему сбора жидкости, при этом поджатие уплотнительного элемента устьевого сальника к поверхности тягового элемента производят с усилием, достаточным для предотвращения жидкости в зоне их контакта. На чертеже представлена компоновка оборудования для свабирования скважины. Оборудование включает колонну труб 1, в которой размещены сваб 2 и груз 3, связанные тяговым элементом 4 с лебедкой 5, имеющей указатель глубины спуска сваба (не показан), устьевое оборудование 6, содержащее сальник, лубрикатор, превентор и прочие элементы, необходимые для безопасного ведения работ, систему сбора жидкости 7 с соответствующей обвязкой устьевого оборудования и систему подачи газа 8. Способ осуществляется следующим образом. Сваб 2 с грузом 3, закрепленные на тяговом элементе 4, помещают в колонну труб 1 при отсеченной системе сбора жидкости 7 и с помощью лебедки 5 начинают их спуск. С началом спуска сваба в скважину в полости труб над свабом системой подачи газа 8 создается избыточное давление нейтрального газа. Это позволяет производить поджатие уплотнительного элемента сальника к поверхности тягового элемента без усилия, что максимально снизит силы сопротивления в сальнике, препятствующие движению тягового элемента и спуску сваба, и исключить вероятность попадания воздуха в скважину через возможные неплотности в том же сальнике при использовании в качестве тягового элемента, например, стального каната, имеющего сложную, трудноуплотняемую форму поверхности. Кроме того, действием избыточного давления газа на сваб создается дополнительное усилие, направленное вниз и способствующее спуску сваба. Глубина спуска сваба в скважину контролируется по соответствующему указателю, имеющемуся на лебедке. Спуск сваба до уровня жидкости ведут со скоростью, превышающей возможную скорость движения сваба в жидкости, зависящую от действия силы гидродинамического трения и ограниченную этими силами. Поэтому при входе сваба в жидкость его скорость уменьшится, что на устье отразится колебанием и прослаблением тягового элемента, позволит с помощью указателя глубину определить уровень жидкости в скважине и опустить сваб под уровень жидкости на требуемую глубину. С началом подъема сваба система подачи газа отключается, поднимаемая жидкость поступает в систему сбора жидкости. При этом уплотнительный элемент сальника поджимают к поверхности тягового элемента с усилием, предотвращающим утечки жидкости через сальник. По окончании подъема сваба система сбора жидкости отсекается, производится спуск сваба в скважину. При этом все описанные выше операции повторяют в той же последовательности. В завершении работ сваб с грузом извлекаются из колонны труб, устьевое оборудование демонтируется. Эффективность внедрения способа свабирования скважины заключается в следующем. - Обеспечение хода сваба вниз осуществляется грузом меньшего веса, что уменьшает материалоемкость способа. - Повышается скорость спуска сваба, что увеличивает производительность свабирования. - Избыточное давление нейтрального газа, создаваемое в полости труб над свабом при его спуске, исключает вероятность попадания воздуха в скважину через возможные неплотности в устьевом оборудовании, предотвращает возможность образования взрывоопасных смесей в скважине, что повышает безопасность способа.

Формула изобретения

Способ свабирования скважины, включающий периодический спуск в скважину сваба на тяговом элементе, герметизированном на устье, погружение его под уровень жидкости, подъем сваба со столбом жидкости над ним с отводом жидкости в систему сбора и непрерывный контроль глубины погружения сваба в жидкость, осуществляемый по разнице длины тягового элемента, спущенного в скважину, и уровня жидкости в ней, отличающийся тем, что с началом спуска сваба в скважину в полости труб над свабом создают избыточное давление нейтрального газа, величину которого поддерживают до начала подъема сваба, а об уровне жидкости в скважине судят по колебанию и ослаблению натяжения тягового элемента в момент входа сваба в жидкость.

РИСУНКИ

Рисунок 1

findpatent.ru

Освоение свабированием

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipisicing elit. Animi architecto eveniet omnis reprehenderit. Accusantium delectus dicta dolor dolorem, ex excepturi fugiat id ipsa iure maxime numquam optio porro quasi, sunt.

Освоение свабированием

ОСВОЕНИЕ СВАБИРОВАНИЕМ

Технология свабирования заключается в снижении уровня жидкости в скважине путем последовательного выноса на поверхность объемов флюида над поршнем (свабом). При проведении работ применяют стандартные агрегаты для капитального ремонта скважин и геофизические подъемники, оснащенные штатным каротажным кабелем. На фонтанной арматуре монтируют тройник-разрядник и геофизический лубрикатор, оборудованный гидравлическим сальниковым устройством. Тройник-разрядник обвязывается мерной емкостью.

Типовые условия применения метода:

• свабирование является технологически простым и экономичным методом освоения;
• более экологически безопасный метод освоения скважины по сравнению с компрессированием;
• является более щадящим методом (потому что не создаёт депрессии на пласт).

ПРИМЕНЕНИЕ:
снижение уровня жидкости перед перфорацией для обеспечения вскрытия пласта на депрессии; освоение скважины; очистка призабойной зоны пласта; увеличение дебита действующей скважины; вызов притока из пласта при геофизических исследованиях: гидродинамических, определении профиля притока, источника обводнения, диагностике технического состояния скважины.

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

Процесс свабирования проводят для снижения уровня, обеспечивающего заданную депрессию на пласт, или до извлечения заданного объема жидкости. В зависимости от решаемой задачи свабирование может состоять из одного или нескольких циклов. Между циклами производят прослеживание динамических уровней с целью определения состава притока и текущего дебита скважины. По окончании работ Заказчику выдаются график свабирования и таблица данных информационного обеспечения технологии: глубина спуска сваба, глубина статических и динамических уровней жидкости в НКТ, количество поднятой на поверхность жидкости и т.д. Процесс свабирования может контролироваться автономными манометрами, которые устанавливают или на колоннах НКТ, или в переходник ПАСП, или в шахту под перфоратор ПКТ-89.

Оснащение колонны НКТ	Высота выносимого столба жидкости, м	Предельная нагрузка, т
Без пакера	200-250	1,4-1,7
С пакером	150-200	1,4-1,7

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СВАБИРОВАНИЯ:

1. спущенные  в  скважину  НКТ  должны  быть  новыми  или  специально  подготовленными  (прорайбированными)  и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах;
2. грузонесущим элементом является кабель.

Прибор	Длина (м)	Диаметр (мм)	Максимальная температура (°С)	Максимальное давление (МПа)	Масса (кг)
СВАБ	2,5	59	85	6	16

АППАРАТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС «СВАБ»:

Информационное сопровождение технологии свабирования обеспечивает аппаратно-технологический комплекс «СВАБ», представляющий собой скважинный прибор, составленный из набора функциональных модулей: свабирующего устройства; датчиков, регистрирующих давление над и под манжетой сваба; модулей термометрии и влагометрии. Наземная аппаратура фиксирует глубину и скорость перемещения сваба. Спуско-подъемные операции прибора в колонне НКТ осуществляются на геофизическом кабеле с использованием каротажного подъемника.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОРА СВАБ:

конструкция прибора позволяет оперативно менять его модульный состав
использовать при диаметре НКТ от 2,0 до 3,0 дюймов
диапазон измерения:
температуры	от +5 до +85º С
давления	0-6 МПа
влагометрии	0-60 %
максимальная производительность составляет 0,8 м3/цикл
предел допускаемой систематической составляющей основной погрешности измерений:
температуры	2?С
давления	0,03 МПа
влагосодержания	2,0%

Аверьянов Андрей Николаевич Начальник участка ИПТ ПС и ГО телефон: 8 (34667) 4-42-58 [email protected]

Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2 телефон: 8 (34667) 4-43-42 [email protected]

Рыбин Никита Петрович Главный инженер Когалымской промыслово-геофизической экспедиции телефон: 8 (34667) 4-44-78 [email protected]

Кокоулин Сергей Викторович Главный инженер Ямальской промыслово-геофизической экспедиции телефон: 8-908-89-55-729 [email protected]

Вопросы и ответы

Вопросов пока нет

Задать вопрос

www.kngf.org

Свабирование | ООО "НПП "ИНГТ"

Свабирование — способ освоения скважин методом снижения уровня жидкости. При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб спускают на канате в колонну труб НКТ с помощью геофизического подъемника . Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне (НКТ).

Различают максимальную глубину погружения и глубину погружения под уровень. Первая зависит от прочности каната и мощности агрегата, вторая от диаметра НКТ, плотности жидкости и прочности каната.

Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты. Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования характеризует состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Если восстановление уровня в скважине идет гораздо медленнее, чем отбор, это может быть связано как с геологическими условиями (низкие параметры коллектора, снижение пластового давления и т. п.) , так и с технологическими (загрязнение ПЗП продуктами фильтрации нефти, наличие зон кольматации) , что встречается гораздо чаще.

Свабирование нефтяных скважин производят с целью:

• снижения уровня жидкости перед перфорацией для обеспечения вскрытия пласта на депрессии;
  освоения скважины;
• очистки призабойной зоны пласта;
• увеличения дебита действующей скважины;
• вызова притока из пласта при геофизических исследованиях: гидродинамических, определении профиля притока, источника обводнения, диагностике технического состояния скважины.

По окончании работ Заказчику выдается график свабирования и таблица данных информационного обеспечения технологии: глубина спуска сваба, глубина статических и динамических уровней жидкости в НКТ, количество поднятой на поверхность жидкости и т. д.

Процесс свабирования может контролироваться автономными манометрами.

В настоящее время свабирование является технологически простым, экономичным и наиболее экологически безопасным методом работы на скважине.

Технические особенности свабирования:

• выполняется в колоннах НКТ диаметром 2 , 2.5 и 3 дюйма;
• спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными  прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах;
• грузонесущим элементом является кабель.

nppingt.ru

Способ свабирования нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано при освоении скважин свабированием с использованием кабельного подъемника. Обеспечивает получение максимального притока флюида и максимального дебита в процессе осуществления способа с максимальной точностью. Сущность изобретения: способ включает возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в насосно-компрессорных трубах (НКТ) для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта. При этом струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт. Сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки. Фиксируют время. Затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки. Начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени. Вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока. После этого определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за 24 часа. В случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

 

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано при освоении скважин свабированием с использованием кабельного подъемника.

Известен способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающий возвратно-поступательное перемещение сваба с приборами в насосно-компрессорной трубе (НКТ) для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта (К.И. Джафаров. Поршневое тартание. // Нефтяное хозяйство, 1995, № 5-6, с.91-93).

Недостатком известного способа является то, что глубина удаления жидкости из скважины ограничена величиной 1500-1700 м, так как с большей глубины жидкость над свабом до устья не доходит из-за ее протекания через неплотности сваба. Следовательно, величина депрессии на пласт также ограничена. Однако часто бывает потребность в понижении уровня жидкости в скважине до 2000-2500 м, что использованием способа по аналогу обеспечить невозможно.

Указанный недостаток устранен в другом известном способе, принятом за прототип.

Способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником по прототипу включает возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта (патент RU 2183731 от 04.07.2000, МПК 7 Е 21 В 43/00).

Недостатками прототипа является следующее:

- не обеспечивается получение максимального притока флюида из продуктивного пласта и, следовательно, не обеспечивается получение максимального дебита;

- не решается в процессе выполнения способа вопрос определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, а также динамического уровня жидкости в скважине и дебита скважины, в результате чего требуется выполнять эти работы отдельной операцией после окончания выполнения способа по прототипу. Из-за этого время освоения скважины увеличивается.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является получение максимального притока флюида и максимального дебита, при этом дебит определяют в процессе выполнения предложенного способа, в связи с чем определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине не требуется, а определенный в динамических условиях свабирования дебит является максимально точным.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающем возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта, согласно изобретению струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, фиксируют время, затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки и начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени, вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока, после чего определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за конкретное время на 24 часа, в случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Установка струйного насоса в предложенном способе на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, обеспечивает максимально допустимое значение снижения давления жидкости в скважине в зоне пласта, в результате чего пласт имеет возможность вытолкнуть в скважину через фильтры в зону пониженного давления максимально возможное количество флюида для данных условий. Максимальное количество флюида из пласта означает получение максимального дебита скважины.

Спуск сваба до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, обеспечивает получение перетоков жидкости через струйный насос, близких к условиям перетоков этой жидкости в процессе добычи флюида. Поэтому полученные результаты при реализации предложенного способа являются близкими к реальным условиям добычи флюида. В связи с этим при добыче обеспечивается примерное сохранение величин максимального притока флюида и дебита, полученных в предложенном способе.

Привязка середины хода сваба к будущей при добыче максимально допустимой глубине установки добычного насоса обеспечивает осуществление предложенного способа при максимально эффективных условиях работы струйного насоса, которые тем лучше, чем глубже спущен сваб, а при добыче флюида - чем глубже спущен добычной насос. Выполнение половины хода сваба вверх и вниз от глубины будущей установки добычного насоса гарантирует проверку эффективности будущей добычи флюида при размещении добычного насоса в разных точках от верхней до нижней точек хода сваба. Анализ записей контрольных приборов на поверхности в процессе реализации способа подтвердит, что выбранная максимально возможная глубина установки добычного насоса обеспечивает наилучшие условия работы струйного насоса. А это обеспечивает получение максимальных притока и дебита.

Фиксация времени подъема сваба вверх от нижней точки в начале реализации способа и выполнение возвратно-поступательных перемещений сваба на величину принятого рабочего хода до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени позволяют определить максимальную величину притока флюида, полученную при максимально благоприятных условиях, выстроенных по предложенному способу.

Определение за фиксированное время объема вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и расчет дебита путем интерполяции полученного притока за конкретное время на 24 часа позволяют определить дебит скважины в процессе реализации предложенного способа свабирования без последующего определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, которые в аналоге и прототипе были нужны для определения дебита. Теперь дебит можно определить в процессе свабирования, и нет никакой необходимости определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине. Благодаря этому время выполнения свабирования уменьшается, а дебит, определенный в динамических условиях свабирования, является наиболее реальным и фактическим для конкретных условий свабирования и будущей добычи, а следовательно, максимально точным.

Повторение предложенного способа свабирования до достижения запланированного результата, если запланированный дебит не достигнут, позволяет добиться запланированного максимального результата.

Освобождение при необходимости заполненной емкости с учетом удаляемого из нее объема обеспечивает точное определение притока флюида и дебита скважины.

Предложенный способ свабирования реализуют на основе использования известных устройств по прототипу: сваб, кабель для опускания сваба в колонну НКТ, на нижнем конце которой установлен струйный насос, отделяющий затрубное пространство от скважинного пространства, а в верхней части колонны НКТ выполнены отверстия.

Используя указанные известные устройства, способ реализуют следующим образом.

Струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт. Для выполнения указанной установки выполняют следующий расчет: например, принимают величину допустимой депрессии на продуктивный пласт 230 кгс/см². Принятая плотность жидкости в скважине с учетом притока нефти из пласта в процессе свабирования составляет 0,9 кгс/см². При такой плотности каждые 10 м столба жидкости дают гидростатическое давление 0,9 кгс/см. Рассчитаем, какую высоту столба жидкости следует удалить из скважины, чтобы получить требуемую депрессию на пласт: (230×10):0,9=2556 м. Струйный насос опускают на нижнем конце колонны НКТ на глубину 2556 м. При работе струйного насоса в процессе свабирования струйный насос отсекает давление столба жидкости высотой 2556 м. В это время на пласт действует только гидростатическое давление столба жидкости, находящегося ниже струйного насоса. Это давление на 230 кгс/см² меньше по сравнению с давлением столба жидкости от устья. Следовательно, при работе струйного насоса давление столба жидкости высотой 2556 м отключается, а столб жидкости ниже глубины установки струйного насоса создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт 230 кгс/см². Если бы не было давления столба жидкости, который расположен ниже струйного насоса, то депрессия была бы больше 230 кгс/см² на величину того давления, которое создается столбом жидкости, находящимся ниже струйного насоса до фильтра продуктивного пласта.

После спуска струйного насоса в колонну НКТ опускают сваб до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода до максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки.

Рассмотрим этот прием способа на конкретном примере. Добычной электроцентробежный насос по паспорту имеет максимальную глубину установки 1750 м. Принятый рабочий ход сваба равен 300 м. Половина рабочего хода сваба составляет 150 м. Глубина расположения нижней точки хода сваба составит: 1720+150=1900 м. Следовательно, сваб опускают на глубину 1900 м.

После этого, зафиксировав время, начинают подъем сваба вверх на 300 м и выполняют его возвратно-поступательные перемещения на величину принятого рабочего хода 300 м вверх от нижней точки на глубине 1900 м до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени. Определяют величину притока жидкости из пласта за любое время, в том числе и за единицу времени, путем измерения объема вылитой свабом жидкости из колонны НКТ в мерную емкость на устье скважины.

После получения постоянной величины притока жидкости из пласта фиксируют время, выполняют свабирование на постоянном притоке, определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученный приток за конкретное время на 24 часа.

Если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют свабирование в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Способ обеспечивает получение максимальных притока и дебита без затрат времени на определение кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине.

Способ свабирования нефтяной скважины кабельньм подъемником, включающий возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в насосно-компрессорной трубе для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в насосно-компрессорной трубе ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта, отличающийся тем, что струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, фиксируют время, затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки и начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени, вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока, после чего определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за конкретное время на двадцать четыре часа, в случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

findpatent.ru

---

Смотрите также

• 
  Бурение нефтяных и газовых
• 
  Бурение скважин на воду в пушкинском районе
• 
  Группа компаний горизонтальное бурение
• 
  Расчет гидростатического давления в скважине
• 
  Кольская сверхглубокая скважина это
• 
  Как спрятать скважину
• 
  Слои земли по порядку в разрезе при бурении
• 
  Алмазное бурение можайск
• 
  Виды скважин по назначению
• 
  Вода из скважины соленая почему
• 
  Как самому сделать бур для бурения скважин