Патенты автора Вахитова Римма Медерисовна (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента. Способ включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны, бесподходное исследование герметичности эксплуатационной колонны и приемистости пластов в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм, по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну на устье скважины в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием. После определенного времени эксплуатации скважины под закачкой проводят контрольный замер термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины, отбивку забоя, открытие закачки жидкости в короткой колонне насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления давления закачки, останавливают закачку жидкости в скважину, производят запись термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины для определения герметичности эксплуатационной колонны, короткой колонне насосно-компрессорных труб, пакера. Открывают закачку жидкости через короткую колонну насосно-компрессорных труб, производят запись термометрии 100 м, начиная выше на 30 м верхних интервалов перфорации до остановки прибора, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по короткой колонне насосно-компрессорных труб для определения герметичности пакера, профиля движения жидкости в пласты. Открывают закачку в короткую колонну насосно-компрессорных труб, замер профиля приемистости через длинную колонну насосно-компрессорных труб в интервале от пластов до башмака труб. Производят запись термометрии по стволу на спуске, в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины. Открывают закачку через длинную колонну насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления Р закачки, производят запись термометрии 100 м, в нижних интервалах перфорации от пакера до забоя, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по длинной колонне насосно-компрессорных труб. Затем производят замер на подъеме геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от забоя до устья после проведения дополнительной закачки жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательной скважины.
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ МАЛОГО ДИАМЕТРА С ОДНОЛИФТОВОЙ ДВУХПАКЕРНОЙ КОМПОНОВКОЙ // 2678745
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой. Способ включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром, равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки, и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм, производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышает 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ. При этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки), и забойного давления. При соответствии полученных результатов исследования необходимую скважину оставляют в работе. При необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемую часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательных скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин с однолифтовой многопакерной компоновкой. 1 пр.
