Воронка в скважине
Спуск - воронка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Спуск - воронка
Cтраница 1
Спуск воронки обычно практикуется для извлечения кабеля. [1]
При спуске воронки на бурильном инструменте и установке ее на различных интервалах на глубинах 2579 и 2480 м отмечено увеличение дебита газа. [3]
В некоторых случаях, при отсутствии свинцовых печатей обследование состояния колонны производится спуском воронки или подобия конусной печати, изготовленной из кровельного железа. [4]
При освоении скважин в два этапа очистка интервалов перфорации от жидкости происходит лучше, чем при спуске воронки НКТ в зону нижних интервалов перфорации. [5]
Если невозможно использовать канаторезку, то на бурильных трубах мимо каната ( кабеля) спускают специальную воронку с окном. При спуске воронки канат ( кабель) постоянно должен быть натянут во избежание образования в скважине сальника. При этом обрыв каната ( кабеля) обычно происходит в месте присоединения к: прибору. После обрыва каната ( кабеля) их поднимают параллельно с трубами. [6]
Результаты поинтервального замера давлений по этой скважине приведены в табл. 2.1. Глубина спуска воронки лифта по этой скважине составляла 1211 м, а давление у воронки 10 9 МПа. [8]
Результаты поинтервального замера давлений по этой скважине приведены в табл. 2.1. Глубина спуска воронки лифта ло этой скважине составляла 1211 м, а давление у воронки 10 9 МПа. [10]
Из табл. 4.5 видно, что в скважинах с открытым интервалом перфорации освоение на репрессии не приводит к очистке от техногенной жидкости нижних участков перфорации. При освоении скважин в два этапа очистка интервалов перфорации от жидкости происходит лучше, чем при спуске воронки НКТ в зону нижних интервалов перфорации. Появление жидкости на нижних интервалах перфорации в скважинах, освоенных в два этапа, связано, в основном, с низкими ФЕС этих интервалов ( скв. [11]
Предусматривают смену условий эксплуатации без проведения дополнительных специальных мероприятий. Так, самым очевидным способом является максимально возможное увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного насоса в насосных скважинах и спуск воронки лифта до продуктивного горизонта в фонтанных скважинах. Но при этом возрастают некоторые дополнительные затраты: расход насосно-компрессор-ных труб, расход кабеля, увеличиваются потери энергии в кабеле. [12]
Предусматривают смену условий эксплуатации без проведения дополнительных специальных мероприятий. Так, самым оче-г видным способом является максимально возможное увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного насоса в нат сосных скважинах и спуск воронки лифта до продуктивного горизонта в фонтанных скважинах. Но при этом возрастают нет которые дополнительные затраты: расход насосно-компрессор-ных труб, расход кабеля, увеличиваются потери энергии в кабеле. [13]
С целью сокращения времени на обработку каротажных диаграмм составлена программа для интерпретации данных - СТД с помощью. Программа учитывает изменение температуры по глубине скважины, влияние тур
www.ngpedia.ru
Способ освоения нефтяной скважины
Сущность изобретения: в отверстия фильтра вставляют стаканы с вязкопластичным веществом. Стаканы выступают за корпус фильтра. Колонну обсадных труб с фильтром спускают в скважину. Скважину цементируют. После схватывания цементного раствора в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой. Скважину промывают. Срезают воронкой концы стаканов. Скважину промывают вторично. Разгерметизируют продуктивный пласт и одновременно с этим пускают скважину в работу. 1 ил.
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазодобывающей и может быть использовано при освоении нефтяных скважин.
Известен способ освоения нефтяной скважины [1]. Способ включает создание перфорационных каналов в обсадной колонне в зоне продуктивного пласта, разгерметизацию его и запуск скважины в работу. Более близок к предлагаемому способ освоения нефтяной скважины [2], включающий создание перфорационных каналов в обсадной колонне и цементном кольце в зоне продуктивного пласта, разгерметизацию его и запуск скважины в работу. Как аналогу, так и прототипу присущ общий существенный недостаток, заключающийся в том, что между операциями разгерметизации скважины и запуском ее в эксплуатацию существует временной разрыв. Этот разрыв может быть от нескольких суток до нескольких месяцев. Происходит это потому, что операции по разгерметизации и операции по запуску скважины в работу осуществляют разные бригады со своей специальной техникой (монтаж нефтепровода, линии электропередач, станка качалки, спуск гидронасоса и др.). Это приводит к тому, что во время ожидания запуска продуктивный пласт поглощает скважинную жидкость, изменяя свои фильтрационно-емкостные свойства, что в конечном итоге ухудшает его продуктивность. Задачей изобретения является упрощение процесса разгерметизации продуктивного пласта при одновременном сохранении его фильтрационно-емкостных свойств. Поставленная задача решается способом освоения нефтяной скважины, включающим спуск в скважину колонны обсадных труб с фильтром, цементирование скважины, разгерметизацию продуктивного пласта и пуск скважины в работу. Новым является то, что в отверстия фильтра вставляют стаканы с вязкопластичным веществом, выступающие за корпус фильтра, после схватывания цементного раствора в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой, скважину промывают, срезают воронкой концы стаканов и скважину промывают вторично, а разгерметизацию продуктивного пласта и пуск скважины в работу осуществляют одновременно. Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что в свою очередь позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна". На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа. Для реализации способа используют скважинный фильтр состоящий из корпуса 1, прикрепленного к обсадной трубе (не показана). В корпусе 1 выполнены отверстия 2, в каждое из которых вставлен стакан 3 с головкой 4 и кольцевой проточкой 5. Стакан заполнен вязкопластичным веществом 6 (например пластилином, гудроном и др.) и выполнен из вязких металлов (например, СТ-35 и др. ). Затрубное пространство заполнено цементным камнем 7. Стаканы выступают за корпус 1 настолько, чтобы габаритный диаметр фильтра был на 4-5 мм меньше минимального диаметра пробуренной скважины. Для вскрытия продуктивного пласта на колонне насосно- компрессорных труб 8 размещают воронку 9 с острой торцевой кромкой. Колонну обсадных труб с фильтром спускают в скважину, корпус 1 фильтра устанавливают против продуктивного пласта и цементируют по обычной технологии. После схватывания цементного раствора вскрытие продуктивного пласта производится по следующей технологии. Скважину тщательно промывают до забоя от глинистого раствора, для этого спускают колонну насосно-компрессорных труб 8 с воронкой 9. По окончании промывки колонну насосно-компрессорных труб 8 продолжают опускать, при этом воронка 9 острой кромкой срезает концы стакана по ослабленному сечению - кольцевой проточке 5, что отмечается по индикатору веса. Затем скважину вторично промывают и спускают эксплуатационное оборудование. После запуска в работу эксплуатационного оборудования в скважине создается разрежение и, при перепаде давления, достаточном для разрушения цементной корки (ее толщина 4 - 5мм), "последняя разрушается и скважина запускается в работу. Движение пластового флюида в этом случае будет направлено из продуктивного пласта в скважину, поэтому его фильтрационно-емкостные свойства не изменятся. Использование изобретения позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, что в свою очередь способствует ускорению и сокращению затрат на освоение скважины и повышает ее дебит.Формула изобретения
Способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину колонны обсадных труб с фильтром, цементирование скважины, разгерметизацию продуктивного пласта и пуск скважины в работу, отличающийся тем, что в отверстия фильтра вставляют стаканы с вязкопластичным веществом, выступающие за корпус фильтра, после схватывания цементного раствора в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой, скважину промывают, срезают воронкой концы стаканов и скважину промывают вторично, а разгерметизацию продуктивного пласта и пуск скважины в работу осуществляют одновременно.РИСУНКИ
Рисунок 1findpatent.ru
36. Влияние веерного размещения горизонтальных скважин при освоении морских месторождений на образование глубокой депрессионной воронки.
При освоении морских месторождений горизонтальные стволы расположены из одной платформы, т.к. создание нескольких платформ удорожает процесс разработки месторождения. Из-за близкого расположения стволов скважин существует опасность возникновения депрессионной воронки, поэтому входы должны быть разные (входить в пласт на расстоянии от платформы) и увеличить Rкр. Условие- равномерное размещение дебит полностью вскрывшей пласт (Lг =Rсектора).
Платформа
где n – число скважин вокруг платформы
Вход
37. Вскрытие неоднородных многопластовых залежей горизонтальным стволом ступенчатым профилем с учетом запасов газа в пропластках и их проницаемости.
Ступенчатым нисходящим или восходящим с учетом необходимости снижения потерь давления на “горизонтальном” участке ствола (см. рисунок 31). Снижение потерь давления связано с последовательностью вскрытия высоко и низкопроницаемых пропластков. С позиции потерь давления в горизонтальном участке, целесообразно сначала вскрывать высокопроницаемый, а затем низкопроницаемые пропластки. В противном случае, значительный дебит из высокопроницаемого пропластка будет двигаться от торца к начальному участку горизонтальной скважины, что и приведет к росту потерь при движении вдоль всей длины горизонтального участка ствола, равной Lг.
На рисунке 32 на примере двухпластовой залежи кривой 1 показано увеличение дебита горизонтальной скважины при последовательности вскрытия сначала высоко- а затем низкопроницаемого пропластка, а кривой 2 сначала низкопроницаемого, а затем высокопроницаемого пропластка.
С позиции потерь давления при ступенчатом вскрытии продуктивного интервала с любым профилем (горизонтальным, нисходящим или восходящим) не обязательно соблюдать вскрытие нисходящим или восходящим профилем. В каждом конкретном случае на реальных месторождениях вскрытие с соответствующим профилем должно быть обосновано, исходя из последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков, длины горизонтального ствола и производительности отдельных пропластков. На рисунке 33 на примере трехпластовой залежи с различными проницаемостями пропластков показано, что вскрытие может иметь неопределенную последовательность и необязательно соблюдать профиль нисходящего или восходящего характера.
Приведенные виды вскрытия пласта не зависят от размеров и формы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. Эти принципы справедливы как для полосообразного, так и для секторной форм фрагментов, дренируемых горизонтальной скважиной.
studfile.net
Способ освоения нефтяной скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов в режиме депрессии. Способ включает спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, цементирование скважины, разрушение полых заглушек, очистку призабойной зоны пласта с использованием насосно-компрессорных труб (НКТ), спуск глубинного насоса и запуск скважины в эксплуатацию. Фильтр снабжен выступающими за корпус полыми заглушками с вязкопластичным веществом. Заглушки разрушают путем спуска срезающей воронки, входящей в состав одной из частей устройства для создания депрессии на пласт. Оно включает пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок. Устройство спускают на НКТ и используют для очистки призабойной зоны пласта. Для этого его после разрушения срезающей воронкой концов полых заглушек опускают до забоя скважины. Затем производят отключение продуктивного пласта от вышележащей части скважины. Создают депрессию на пласт путем сообщения зоны скважины напротив продуктивного пласта с внутренним пространством НКТ, находящимся под атмосферным давлением. После чего упомянутую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок со срезающей воронкой, оставляют в скважине. Другую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую шток, пружину и втулку, поднимают на поверхность и приступают к спуску глубинного насоса. Достигается сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта, экономия времени и материальных средств. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов в режиме депрессии.
Известен способ освоения нефтяной скважины, включающий создание перфорационных каналов в обсадной колонне и цементном кольце в зоне продуктивного пласта, разгерметизацию его и запуск скважины в работу (1). Недостатком способа является то, что между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию существует временной разрыв, который составляет от нескольких суток до нескольких месяцев. Это приводит к тому, что во время ожидания запуска продуктивный пласт поглощает скважинную жидкость, резко ухудшая свои фильтрационные свойства, что в конечном итоге снижает его продуктивность. Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) со срезающей воронкой, разрушение концов полых заглушек и спуск глубинного насоса (2). В известном способе временной разрыв между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию сокращен, но он все же существует. Кроме того, в случае выхода насоса из строя его необходимо поднять на поверхность и спустить другой насос. В процессе этих спуско-подъемных операций происходят гидроудары, которые приводят к интенсивному проникновению в продуктивный пласт как скважинной жидкости, так и всевозможных загрязнений, находящихся в ней, что ухудшает его коллекторские свойства и фактически вызывает необходимость осуществления повторных операций по очистке пласта. А это приводит к дополнительному задалживанию значительного количества времени и расходованию материальных средств. Задачей изобретения является создание способа, обеспечивающего сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта при минимальных расходах времени и материальных средств при вторичном вскрытии и освоении нефтяной скважины. Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину НКТ со срезающей воронкой, разрушение воронкой полых заглушек и спуск глубинного насоса. Новым является то, что на НКТ вместе со срезающей воронкой в скважину спускают устройство для создания депрессии на пласт, включающее пакерующий элемент, устанавливаемое выше срезающей воронки, и после срезания последней концов полых заглушек устройство для создания депрессии опускают до забоя скважины и производят отключение продуктивного пласта от вышележащей части скважины, а затем создают депрессию на пласт путем сообщения зоны скважины напротив продуктивного пласта с внутренним пространством НКТ, находящимся под атмосферным давлением, после чего устройство, кроме пакерующего элемента, поднимают на поверхность, спускают глубинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. На чертеже изображен продольный разрез устройства для создания депрессии на пласт, используемого при осуществлении предлагаемого способа. Устройство состоит из штока 1, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка 2, выше и ниже которой расположены радиальные каналы 3. В нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз 4. С наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка 5 с цилиндрической выборкой 6 внутри. Одним концом втулка упирается в пружину 7, а она, в свою очередь, - в кольцевой выступ 8, а другим - в расширяющий конус 9. Последний контактирует с уплотнительным элементом 10 пакера, корпус 11 которого соединен со штоком 1 срезаемым элементом 12, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой 13 с продольными каналами 14. Корпус 11 пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком 15, на уступе соединения 16 которых находится шаровой клапан 17. На другом конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка 18 с гребенкой 19. Расширяющий конус 9 соединен со штоком 1 срезаемым элементом 20. Сопрягаемые поверхности устройства снабжены уплотнительными элементами 21. В корпус 11 пакера ввернуты стопорные винты 22 (не менее двух), свободные концы которых находятся в горизонтальной части направляющих пазов 4. Стопорные винты 22 выполнены достаточно прочными, они испытывают значительные осевые нагрузки и в процессе работы не разрушаются. Длины перфорированного патрубка 15 и корпуса 11 пакера берутся из расчета, чтобы при установке устройства в скважине отверстия перфорированного патрубка находились ниже, а пакер был выше продуктивного пласта. Колонну обсадных труб спускают в скважину с таким расчетом, чтобы фильтр 23 с установленными в нем полыми заглушками 24, заполненными вязкопластичным веществом 25 (например, парафином, гудроном и т.д.), находился напротив продуктивного пласта. Цементирование производят по обычной технологии. После схватывания цементного раствора вскрытие и освоение продуктивного пласта осуществляют следующим образом. Устройство в собранном виде на ПКТ спускают в скважину до упора на забой, при этом воронка 18 срезает головки полых заглушек 24, и колонну НКТ со штоком поворачивают по часовой стрелке. Срезаемый элемент 12 разрушается, а стопорный винт 22 из горизонтальной части паза 4 попадает в вертикальную часть. Шток 1, расширяющий конус 9 и втулка 5 перемещаются вниз, происходит запакеровка пакера, а затем и разрушение срезаемого элемента 20 и дальнейшее опускание штока 1 относительно втулки 5. При этом верхние и нижние радиальные каналы 3 соединяются между собой в цилиндрической выборке 6 и тем самым происходит сообщение зоны напротив продуктивной части пласта с внутренним пространством НКТ, которое находится под атмосферным давлением. За счет значительной разности давлений происходит мгновенная депрессия, цементный камень (его толщина 4-5 мм) напротив отверстий, где были установлены заглушки, разрушается, происходит резкий выброс жидкости и вместе с ней закупоривших поры пласта веществ. При этом достигается глубокая депрессия на продуктивный пласт и высокий уровень очистки призабойной зоны пласта, т. к. величину депрессии можно создавать практически любую, и ограничением здесь могут быть лишь прочностные характеристики обсадной колонны, цементного кольца и скелета породы продуктивного пласта. Депрессию на пласт можно регулировать путем долива расчетного объема жидкости в НКТ. После проведения операции по очистке пласта одну часть устройства поднимают на поверхность, а именно: шток 1, пружину 7 и втулку 5. Последняя при этом возвращается в исходное положение, т.е. перекрывает верхний ряд радиальных каналов 3 и предотвращает переток в скважину жидкости и шлама из НКТ. Другая часть устройства, включающая пакер 9 и 10, корпус 11, перфорированный патрубок 15 со срезающей воронкой 18 и шаровым клапаном 17, остается в скважине. В процессе подъема ПКТ в скважину доливают жидкость. После подъема в скважину спускают глубинный насос и запускают ее в эксплуатацию. Применение предлагаемого способа позволит сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта от отрицательного воздействия скважинной жидкости и загрязнений, находящихся в стволе скважины, при подъеме устройства на поверхность, при спуске и подъеме насосов и т.д. Исключается необходимость проведения повторных операций по очистке призабойной зоны скважины. Все это приведет к значительной экономии материальных средств и обеспечит высокую продуктивность скважины. Использованная информация 1. Аналог. А.С. 1754885, МКИ Е 21 В 43/11, 1992. 2. Прототип. Патент РФ 2108447, МКИ 6 Е 21 В 43/00, 43/11, 1998.Формула изобретения
Способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным выступающими за корпус фильтра полыми заглушками с вязкопластичным веществом, цементирование скважины, разрушение полых заглушек путем спуска срезающей воронки, очистку призабойной зоны пласта с использованием насосно-компрессорных труб (НКТ), спуск глубинного насоса и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что для срезания заглушек используют воронку, входящую в состав одной из частей устройства для создания депрессии на пласт, включающей пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок, которое спускают на НКТ и используют для очистки призабойной зоны пласта, для чего его после разрушения срезающей воронкой концов полых заглушек опускают до забоя скважины, затем производят отключение продуктивного пласта от вышележащей части скважины, создают депрессию на пласт путем сообщения зоны скважины напротив продуктивного пласта с внутренним пространством НКТ, находящимся под атмосферным давлением, после чего упомянутую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок со срезающей воронкой, оставляют в скважине, а другую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую шток, пружину и втулку, поднимают на поверхность и приступают к спуску глубинного насоса.РИСУНКИ
Рисунок 1findpatent.ru
