Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин



Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин
Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин
Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин
Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин
Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин

 


Владельцы патента RU 2482262:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Томский государственный университет" (ГОУ ВПО ТГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе на морских скважинах. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин заключается в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважины подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое. При этом подачу ведут либо шаров из цельного минерала или металла, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси. Диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения и меньше максимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения. Причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе и на морских скважинах.

Известен способ плавного глушения скважины, реализуемого при неконтролируемом выбросе пластовых флюидов, переходящее к открытому фонтанированию в процессе бурения [1]. Известный способ заключается в том, что при зарождении выбросов герметизируют устье скважины, затем в скважину закачивают новый утяжеленный буровой раствор, вытесняющий более легкий старый раствор, разбавленный в кольцевом пространстве пластовыми флюидами, и после этого на забое поддерживают давление, превышающее пластовое проявляющего пласта и не допускающего дальнейшего прорыва пластовых флюидов в скважину.

Недостатком известного способа является обязательное наличие устьевого оборудования, причем в исправном состоянии. При открытом фонтанировании реализация способа представляется невозможной.

Наиболее близким по технической сущности представляется способ создания искусственных глинистых и глинопесчанных пробок в эксплуатационной колонне, предложенный в работе [2]. В известном способе из сырой глины с небольшой примесью песка приготавливают погружные элементы в виде шаров диаметром 4…5 см в количестве, необходимом для создания пробки определенной мощности. Погружные элементы равномерно по 80-100 штук в минуту бросают непосредственно в эксплуатационную колонну. После получасового перерыва в скважину спускают 48-мм штангу длиной 5…6 м и шаблон нормального диаметра, при помощи которых утрамбовывают пробку на забое.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, связанная с тем, что самопогружение глиняных погружных элементов возможно только при низких дебитах. При высоких дебитах, которые характерны для открытого фонтанирования, известный способ не дает положительного результата.

Ставилась задача повысить эффективность способа воздействия на аварийные скважины, включая понижение дебита при фонтанирование большой интенсивности.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе понижения дебита фонтанирующих скважин путем создания пробки, заключающимся в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважину подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое, подачу ведут либо шаров из цельного минерала, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси, при этом диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которую определяют из решения приближенного уравнения

где dmin - минимальный диаметр шаров, м;

D - диаметр скважины, м;

ξ - коэффициент сопротивления;

ρн - плотность нефти, кг/м3;

Q0 - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м3/с;

α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);

g - ускорение свободного падения, м/с2;

ρ - плотность материала шара, кг/м3,

и меньше максимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения

где , причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита.

Для удлиненных тел вращения могут выбирать форму в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам.

Диаметр шаров и миделевого сечения удлиненных тел вращения могут выбирать в пределах неравенства

D/3-Δ≤d<D/3,

где d - диаметр шаров и удлиненных тел вращения, м;

Δ - допуск на диаметр шаров и удлиненных тел вращения при их изготовлении, м.

При заполнении нижнего слоя могут использовать погружные элементы из свинца или олова, а их деформацию обеспечивать заполнением погружных элементов из чугуна или стали.

Процесс могут вести в два или более этапов, используя на первых этапах более массивные погружные элементы, а по мере понижения дебита применять менее массивные погружные элементы.

Использование погружных элементов из цельного минерала или металла расширяет диапазон начальных дебитов нефти, при которых возможно их самопогружение и, соответственно, образование шарового слоя, препятствующего интенсивному выбросу пластовых флюидов. Использование удлиненных тел вращения обтекаемой формы в сочетании со смещенным центром тяжести вдоль оси позволяет увеличить силу тяжести в расчете на единицу площади миделева сечения и тем самым увеличить проникающую способность погружных элементов (смещение центра тяжести обеспечивает в процессе погружения в нефтегазовую среду вертикальную ориентацию погружных элементов). Выбор используемых погружных элементов по размерам диаметров шаров и диаметров миделева сечения удлиненных тел вращения между нижней и верхней границами, которые определяют из решения приведенных приближенных уравнений, задает условия работоспособности предлагаемого способа для материалов различной плотности и различных дебитов. Проведение процесса до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита обеспечивает достижение необходимого положительного результата.

Выбор формы удлиненных тел вращения в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам, позволяет увеличить силу тяжести в расчете на площадь миделева сечения и увеличить тем самым проникающую способность погружных элементов.

Выбор диаметров погружных элементов в пределах приведенного неравенства представляется оптимальным, такие погружные элементы удобны в обращении, позволяют сократить время заполнения скважины при достижении достаточно плотной упаковки.

Заполнение нижнего слоя погружными элементами из свинца, олова или из подходящих мягких сплавов и обеспечение их деформации заполнением погружными элементами из чугуна или стали позволяют удешевить операции.

Ведение процесса в два или более этапов, используя на первых этапах более массивные погружные элементы, а после понижения дебита на предыдущем этапе применяя менее массивные погружные элементы, позволяет удешевить операции.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематически представлена скважина, частично заполненная шарами; на фиг.2 аналогичная скважина, в которой для заполнения использованы удлиненные тела вращения.

Реализация способа осуществляется следующим образом. В аварийной скважине 1 (Фиг.1, 2) имеется перфорация 2, сообщающаяся с продуктивным пластом 3. Последний является источником фонтанирующей нефти 4. Для понижения дебита к устью скважины 5 пристыковывают направляющую 6, по которой подают либо шары 7 (Фиг.1), либо удлиненные тела вращения 8 (Фиг.2).

В подводных условиях при небольшой глубине подачу можно вести с обеспечивающего судна, а при большой глубине целесообразно использовать необитаемый подводный аппарат. Процесс подачи ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого дебита. Представляется, что подготовка описанных операций может проводиться в рамках обычного проектирования без специальных изобретательских решений.

Ниже приведено теоретическое обоснование работоспособности предлагаемого способа.

Сила тяжести FТ, приводящая к погружению массивного шара в жидкой среде, может быть определена из соотношения

где d - диаметр шара, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

ρ - плотность материала шара, кг/м3;

ρн - плотность жидкости, кг/м3.

Соответствующая сила Fсопр, препятствующая этому движению, может быть выражена известным уравнением закона сопротивления

где Спогр - скорость погружения шара, м/с;

ξ - коэффициент сопротивления.

Из условия равенства FT=Fсопр можно получить соотношение

из которого видно, что скорость погружения шара в неподвижной жидкости пропорциональна диаметру и разности плотностей в степени 0,5. Однако в фонтанирующей скважине нефть не является неподвижной. Скорость ее движения может быть оценена исходя из размера дебита. При известном диаметре скважины скорость движения нефтегазовой смеси на выходе с учетом перекрытия шаром части проходного сечения равна

где Q0 - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м3/с;

С0 - начальная скорость движения нефти на выходе из скважины, м/с;

D - диаметр скважины, м;

α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);

ξ - коэффициент сопротивления.

Для того чтобы массивный шар мог погружаться в восходящем потоке нефти фонтанирующей скважины, должно соблюдаться условие

С учетом (3) и (4) имеем

Из полученного строгого неравенства можно определить минимальный диаметр шаров dmin, при превышении которого они могут самопогружаться. Для вычисления dmin соотношение (6) допустимо считать равенством. Тогда, после несложных преобразований, оно примет вид

Ввиду турбулентности фонтанирующего потока коэффициент ξ в соотношении (7) может быть принят равным 0,44 [3, с.99], что соответствует автомодельному режиму движения. Обоснованность такого значения коэффициента подтверждается диапазоном изменения числа Рейнольдса от 22×103 до 43×104. Расчет проводился для диаметров шаров от 2 до 8,3 см, скорости нефти на выходе от 1,27 до 6,09 м/с при плотности нефти 850 кг/м и ее динамической вязкости 10-3Па·с. При этом для получения более надежных оценок плотность и вязкость взяты для чистой нефти, а не нефтегазовой смеси (в чистой нефти погружение шаров более затруднено).

При увеличении диаметра шаров, с одной стороны, при прочих равных условиях их способность к самопогружению возрастает, с другой стороны, начинает проявляться влияние стенок скважины. За счет большего перекрытия проходного сечения возрастает местное сопротивление при обтекании шара. Поэтому существует верхний предел, при котором еще возможно самопогружение.

Для оценки верхнего предела для диаметра шаров dmax следует учитывать, что местное сопротивление создается в кольцевом зазоре между шаром и стенками скважины. Будем считать местное сопротивление равным сумме сопротивлений с внезапным сужением и внезапным расширением потока. При внезапном расширении местное сопротивление ξM можно считать равным [3, с.94]

где S1 - площадь сечения до расширения потока, м2;

S2 - площадь сечения после расширения потока, м2.

Местное сопротивление при внезапном расширении может измениться от 0 до 1, в то время как при внезапном стократном сужении не превосходит 0,5. Поэтому для упрощения последующих выкладок местное сопротивление принимаем равным в 1,5 раза большим ξм из (8).

Тогда перепад давления, связанный с обтеканием шара, может быть определен следующим образом

Этот перепад давления уравновешивается весом шара из соотношения (1), отнесенного к площади его сечения . Приравнивая перепад давления ΔР к относительному весу шара и конкретизируя соответствующие параметры, получим

Здесь для упрощения выкладок площадь кольцевого зазора определена произведением длины окружности на ширину зазора.

После преобразований равенства (10) получаем уравнение для определения максимального диаметра шара dmax, ниже которого появляется способность к самопогружению при заданных дебите и плотности шара

где

Решение уравнения (7) и (11) наиболее просто можно получить на персональном компьютере, используя, например, систему Mathcad 11.

В качестве примеров ниже приведен расчет диаметров шаров для фонтанирующей скважины диаметром 0,168 м с плотностью нефти 850 кг/м3 для различных дебитов. При этом, поскольку диаметр шаров мал, для удобства расчетов целесообразно использовать систему СГС.

Вариант 1. Дебит 5×103 см3/с (432 м3/сут).

Для понижения такого размера дебита можно использовать шары из гранита или глины (как в прототипе), имеющих плотность ρ=2,64 г/см3. Минимальный диаметр dmin таких шаров, при превышении которого обеспечивается их самопогружение при данном дебите, согласно решению уравнения (7) составляет dmin=2,10 см. Для верхней границы из решения уравнения (11) получаем dmax=7,73.

Вариант 2. Дебит 10×103 см3/с (864 м3/сут).

Минимальный диаметр dmin для глиняных или гранитных шаров оказывается равным 21,4 см. Поэтому используемые в прототипе шары диаметром 4…5 см при таком дебите будут выброшены потоком нефтегазовой смеси, т.е. изложенный в прототипе способ в этих условиях окажется неработоспособным.

Согласно предлагаемому способу для данного дебита следует использовать более массивные шары. Возможно использование шаров, например, из магнетита (ρ=4,9 г/см3). При этом минимальный диаметр составляет dmin=4,06 см, а максимальный dmax=7,90 см. Для данного дебита могут быть также использованы чугунные или стальные (ρ=7,8 г/см3) шары, для которых, ввиду повышенной плотности, границы по диаметру раздвигаются от dmin=2,17 см до dmax=9,19 см.

Вариант 3. Дебит 14×103 см3/с (1210 м3/сут).

Для шаров из магнетита для данного дебита минимальный диаметр оказывается больше диаметра скважины. Поэтому для данных условий необходимо использовать чугунные или стальные шары, для которых dmin=4,92 см, dmax=7,93 см (в связи с увеличением дебита границы сужаются).

Вариант 4. Дебит 16×103 см3/с (1382 м3/сут).

Стальные шары должны иметь минимальный диаметр порядка 8,5 см. В этих условиях целесообразно использовать свинцовые шары (ρ=11,3 г/см3), для которых dmin=4,02 см, dmax=8,09 см.

Вариант 5. Дебит 20×103 см3/с (1728 м3/сут).

Для данного размера дебита минимальный диаметр свинцовых шаров превосходит диаметр скважины. По плотности подходит золото (ρ=19300 кг/м3). Минимальный диаметр таких шаров составляет dmin=3,45 см, максимальный dmax=7,86 см.

Вариант 6. Дебит 24×103 см3/с (10370 м3/сут).

Для такого высокого дебита для самопогружения шаров даже плотность золота оказывается недостаточной (для золота dmin=20,5 см). В данном случае по плотности подходит платина (ρ=21,4 г/см3). Для шаров из платины минимальный диаметр составляет dmin=5,6 см, максимальный dmax=7,95 см.

По поводу золота и платины авторы представляют малую вероятность их использования. Однако расчеты приведены для полноты освещения решения проблемы во всем диапазоне дебитов, которые могут быть понижены с использованием предлагаемого способа. Вместе с тем, следует сослаться на данные средств массовой информации об аварии на скважине в Мексиканском заливе. Для понижения дебита бурили другую скважину, а тем временем ущерб возрастал и по разным оценкам составил от 6 до 32 млд долларов. Как будет показано далее, заполнение скважины диаметром 168 мм на высоту 250 м шарами из золота позволяет понизить дебит в 9,25 раз. Стоимость таких шаров оценивается в 2,1 млд долларов.

Для количественной оценки уменьшения дебита при заполнении скважины шарами воспользуемся сравнением гидравлических сопротивлений.

Движение нефти в скважине без шаров может быть охарактеризовано уравнением Бернулли

где Рпл - пластовое давление, МПа;

H - глубина скважины, м;

С0 - начальная осредненная скорость движения нефти на выходе из скважины, м/с;

Ру - давление у устья скважины, МПа;

Ртр - потери давления на трение о стенки скважины, МПа.

Аналогичное уравнение можно записать для скважины, заполненной шарами, в пренебрежении трения о стенки скважины

где С - «эффективная» скорость движения нефти (отношение мгновенного значения дебита к площади поперечного сечения скважины), м/с;

ΔPшар - падение давления в скважине, обусловленное наличием шарового слоя, МПа.

Вычтя из первого уравнения второе, получим связь для оценки отношения скорости движения нефти до и после заполнения скважины шарами

Для оценки потери давления на трение о стенки скважины ΔРтр можно

воспользоваться известным выражением для турбулентного движения

где λ - коэффициент трения для автомодельного движения, равный ;

Re - число Рейнольдса, равное ;

νc - кинематическая вязкость нефтегазовой смеси, м2/с.

Для оценки потери давления при движении через шаровой слой скважины можно воспользоваться методами химической технологии при расчете движения жидкости через неподвижные зернистые среды. В работе [3, с.104] приведено соотношение для определения потери давления через неподвижный зернистый слой

где h - высота зернистого (шарового) слоя, м.

Здесь в отличие от движения по трубам λш отражает не только сопротивление трения, но и местное сопротивление, которое обусловлено зигзагообразным движением жидкости между шарами. Для автомодельного движения (Re>7000) λш=2,34 [3, с.107]. Кроме того, в (21) введен эквивалентный диаметр dэ, соответствующий суммарному проходному сечению каналов шарового сечения. Для определения dэ вводят понятие порозности ε, определяемое отношением

где W - объем шарового слоя, м3;

W0 - объем, занимаемый шарами, м3.

Сопротивление шарового слоя характеризуется размером его элементов, возрастая при увеличении их удельной поверхности и уменьшаясь при росте свободного объема. Отсюда следует, что наибольшей эффективностью для понижения дебита скважины обладают шары минимального диаметра с максимально плотной упаковкой.

Однако на практике работа с мелкими шарами может оказаться слишком длительной процедурой (поскольку подачу необходимо осуществлять последовательно по одному), поэтому считаем возможным использовать шары больших диаметров. Представляется, что оптимальным размером шаров будет (с уменьшением на допуск Δ, необходимый при изготовлении), обеспечивающей достаточно плотную упаковку. В этом случае в сечении скважины вписываются семь шаров (точно). В дальнейших выкладках для конкретизации аналитических выражений диаметр шаров принят 5,6 см, т.е. 1/3 диаметра скважины 16,8 см.

Для сформулированных условий порозность можно определить следующим образом. Заполнение скважины шарами диаметром можно представить в виде «пустотелого» кольцевого «цилиндра» из 6 шаров в поперечном сечении и центрального «стержня», составленного h/d шаров. Поскольку смежные «кольца», каждый из шести шаров, относительно друг друга (по определенному направлению), то их общая высота оказывается меньше суммы двух диаметров. Из геометрических соображений можно определить коэффициент «усадки» k, который равен . Тогда количество шаров в кольцевом «цилиндре» составит величину n, равную

Общее количество шаров N равно

Учитывая, что объем каждого шара равен , а объем скважины, занятый шарами, составляет то порозность ε определится выражением

из которого следует, что при величина ε составляет 0,413.

Эквивалентный диаметр, определяемый отношением учетверенной поверхности к смоченному периметру в приложении к зернистому (шаровому) слою, определяется выражением [3, с.106]

Подставив соотношения (15), (16), (20) в выражение (14), получим уравнение для определения эффективной (расходной) скорости движения нефтегазовой смеси С при заполнении скважины шарами на высоту h

Отсюда после несложных преобразований получим окончательное соотношение

Степень понижения дебита оценим на примере использования свинцовых шаров при начальном дебите нефти, равном 16×103 см3/с (1382 м3/сут). Скорость на выходе составляет 4,06 м/с.

Для подсчета числа Рейнольдса в соотношении (20) необходимо определить кинематическую вязкость нефтегазовой смеси νс. Для более надежной оценки эффективности предложенного способа в числе Рейнольдса необходимо использовать кинематическую вязкость не чистой нефти, а нефтегазовой смеси с учетом газовой составляющей. Согласно [4, с.203] кинематическая вязкость в числе Рейнольдса равна

где Qг - объемный расход газа, м3/с;

νг - кинематическая вязкость газа, м2/с.

Для рассматриваемого примера для газового числа α=4 имеем

Здесь в качестве газа выбран метан, для которого динамическая вязкость равна 12,6×10-6 кг/(м·с) [5, с.275], плотность - 0,75 кг/м3 [5, с.57], νг=2,6×106/0,72=16,8×10-6 м2/с.

Критерий Рейнольдса в соотношении (22) с учетом (4) определится следующим образом

.

Подставив необходимые численные значения параметров в (17) для h=H=1500 м, имеем

Таким образом, скорость нефтегазовой смеси уменьшится в 22,7 раза, что обеспечит дебит 705 cм3/c вместо 16000 см3/с. При заполнении скважины наполовину дебит уменьшится в 16,0 раз, а при заполнении шарами скважины на высоту 250 м уменьшение составит 9,25 раз. Если использовать шары диаметром 4,1 см, то при полном заполнении скважины дебит уменьшится в 26,5 раза.

В случае использования материала шаров с низкими прочностными характеристиками и с достаточной пластичностью типа свинца, олова или подобного сплава при заполнении ими скважины появляется дополнительный эффект уменьшения порозности. Этот эффект связан с деформацией шаров, которые при большой нагрузке будут приобретать форму, напоминающую пчелиные соты. Для оценки критической высоты шарового слоя, при котором начинается деформация, можно воспользоваться следующим соотношением

где σсж - предел прочности на сжатие материала шаров, Н/м2.

Для свинцовых шаров σсж=1,76×107 Н/м2 [6, с.499] при порозности 0,413 критическая высота шарового слоя составит

При превышении такой высоты в несколько раз можно ожидать, что шары кардинально изменяют свою форму, и заполнение скважины окажется сплошным (по крайней мере, в нижней ее части). В этом случае дебит будет близок к нулю или выход нефти полностью прекратится.

Возможен комбинированный вариант глушения скважины путем создания деформированного слоя свинцовых шаров за счет нагрузки, создаваемой стальными шарами. Последние могут быть поданы после уменьшения дебита за счет создания слоя из свинцовых шаров.

Максимальный темп подачи шаров зависит от их диаметра и фактической скорости самопогружения. Например, свинцовые шары согласно (3) без встречного потока нефти погружались бы со скоростью 4,52 м/с. Однако фактическая скорость самопогружения равна разности 4,52-4,06=0,464 м/с. Максимальный темп подачи шаров составит 0,464/0,056≈8 шт./с. Из соотношения (18) следует, что количество шаров, необходимое для заполнения скважины на высоту 250 м, составляет 35446 штук. При подаче шаров в темпе 8 штук в секунду необходимое время равно 35446/8≈4431 с≈74 мин. При подаче по одному шару в секунду потребуется время около 10 часов.

Источники информации

1. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. - Л.: Изд-во Недра, 1971. С.116.

2. Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1973. - 149 с.

3. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Изд. доп., перераб. - М.: Химия, 1971. - 784 с.

4. Справочная книга по добыче нефти/Под ред. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

5. Таблицы физических величин: Справочник / Под ред. И.К.Кикоина. - М.: Атомиздат, 1976. - С.56-57.

6. Свойства элементов / Под ред. Г.В.Самсонова, Часть 1: Физические свойства. - М.: Металлургия, 1976. - 499 с.

1. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин, заключающийся в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважины подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое, отличающийся тем, что подачу ведут либо шаров из цельного минерала или металла, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси, при этом диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения

где dmin - минимальный диаметр шаров, м;
D - диаметр скважины, м;
ξ - коэффициент сопротивления;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
Q0 - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м3/с;
α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);
g - ускорение свободного падения, м/с2;
ρ - плотность материала шара, кг/м3,
и меньше максимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения
,
где ,
причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для удлиненных тел вращения выбирают форму в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что диаметр шаров и миделевого сечения удлиненных тел вращения выбирают в пределах неравенства D/3-Δ≤d<D/3,
где d - диаметр шаров и удлиненных тел вращения, м;
Δ - допуск на диаметр шаров и удлиненных тел вращения при изготовлении, м.

4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что для заполнения нижнего слоя заданного размера используют погружные элементы из свинца или олова, а их деформацию обеспечивают дальнейшим заполнением скважины погружными элементами из чугуна или стали.

5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что процесс ведут в два или более этапов, используя на первых этапах, более массивные погружные элементы, а после понижения дебита применяют менее массивные.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при ликвидации фонтанов флюида из скважин. .

Изобретение относится к скважинной эксплуатации месторождений углеводородов и может быть использовано в конструкции скважинной пакерной установки при извлечении флюида и отвода газа одновременно.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, предназначенному для герметизации устья скважин, которое может быть использовано в процессе строительства, ремонта нефтегазовых скважин, а также при ликвидации аварий.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам герметизации соединения основного и дополнительного стволов скважины при строительстве или ремонте скважин.

Изобретение относится к эксплуатации скважин для добычи углеводородов. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам подавления изливов из аварийных нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для ликвидации аварий с помощью отсекающих пробок при разработке месторождений, расположенных на дне водоемов, на дневной поверхности, в подземных горных выработках, а также на материковых шельфах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .

Изобретение относится к бурению и ремонту нефтяных и газовых скважин, в частности для изоляции зон осложнения бурения скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для ликвидации негерметичности колонны труб при эксплуатации скважин. Способ ликвидации негерметичности в колонне труб включает обследование колонны труб, расположенной в скважине, с выявлением интервала негерметичности, монтаж герметизирующего устройства на поверхности, состоящего из деформируемого пластичного материала, внутри которого расположен заряд взрывчатого вещества с инициатором взрыва и выполненного с возможностью свободного прохождения внутри колонны труб и перекрытия негерметичности колонны труб. Инициатор взрыва соединен с проводником инициирующего импульса, соединенного со взрывной сетью на поверхности, после чего оборудуют герметизирующее устройство грузом шаблоном и расходомером, последовательно соединяя их между собой, спускают во внутрь колонны труб герметизирующего устройства с грузом шаблоном и расходомером и размещают герметизирующее устройство внутри колонны труб в интервале негерметичности. Спуск осуществляют на геофизическом кабеле, затем производят взрыв герметизирующего устройства с последующей герметизацией негерметичности колонны труб посредством заполнения негерметичности и фиксации в ней деформируемого пластичного материала, в качестве деформируемого пластичного материала используют полимерное герметизирующее вещество, отверждаемое под воздействием пластичной деформации и детонационного воздействия. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность ремонта колонны труб. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для уплотнения пары цилиндр-шток соответственно в клапанах или пакерах. Применение заявляемого изобретения позволяет обеспечить герметичность уплотнения при работе в среде, содержащей механические примеси, агрессивные жидкости, различные отложения (асфальтосмолопарафинистые, солей и др.), предотвратить заклинивание деталей подвижного соединения, а также предотвратить разрушение уплотнительного резинового кольца. Данная конфигурация подвижного соединения увеличивает срок службы скважинного оборудования, позволяет исключить аварии и осложнения как в процессе работы скважинного оборудования, так и при его извлечении из скважины. Уплотнение подвижного соединения скважинного оборудования состоит из уплотнительного резинового кольца, рабочих и защитных шайб. Рабочие и защитные шайбы выполнены разрезными. На штоке выполнена канавка. В канавку подвижно установлены рабочие и защитные шайбы. Уплотнительное резиновое кольцо расположено между рабочими шайбами. Между внутренним диаметром рабочей шайбы и диаметром канавки под уплотнительное резиновое кольцо имеется зазор. Зазор перекрыт защитными шайбами. Между внутренним диаметром цилиндра и внешним диаметром штока также имеется зазор. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области капитального ремонта скважин и может быть использовано для бурения в шламовом осадке, очистки каверны и установки цементного моста. Устройство содержит полый ствол 1 со сквозными радиальными отверстиями 2 и наружным кольцевым выступом 3, верхнюю и нижнюю втулки 4, 5, установленные с формированием наклонной кольцевой щели 6 между их нижней и верхней поверхностями соответственно. Нижняя втулка 5 установлена с возможностью осевого перемещения вдоль полого ствола 1. Наружный кольцевой выступ 3 полого ствола 1 образован ниже сквозных радиальных отверстий 2. Нижняя втулка 5 в верхней части имеет внутреннюю проточку 7 под наружный кольцевой выступ 3 полого ствола 1 на длину ее осевого перемещения вдоль полого ствола 1. Нижний край сквозных радиальных отверстий 2 полого ствола 1 расположен выше уровня наклонной кольцевой щели 6. Внутренние поверхности верхней и нижней втулок 4, 5 и ответная им наружная поверхность полого ствола 1 образуют кольцевую полость А, гидравлически связанную с полостью полого ствола 1 через сквозные радиальные отверстия 2. Устройство содержит верхний и нижний переводники 8, 9. Верхний переводник 8 соединен снаружи с верхней втулкой 4, а изнутри - с полым стволом 1 и выполнен с продольным лопастным центратором 10. Нижний переводник 9 соединен изнутри с полым стволом 1 и поджимает нижнюю втулку 5 через резиновый упругий элемент 11 с силой прижатия, определяемой неравенством. Нижний переводник 9 имеет в средней части внутренний кольцевой выступ 12. В полом стволе 1 последовательно расположены упорная втулка 13, полый поршень 14 и пружина 15, упирающаяся в кольцевой выступ 12 нижнего переводника 9 с силой прижатия, определяемой неравенством. Полый поршень 14 выполнен с седлом под сбрасываемый шар 16 и установлен с герметичным перекрытием сквозных радиальных отверстий 2 полого ствола 1. Устройство содержит породоразрушающий инструмент 17, соединенный с нижним переводником 9. Обеспечивает повышение качества очистки каверны, установки цементного моста, повышение надежности работы и расширение технологических возможностей устройства за счет обеспечения возможности вбуривания устройства в шламовый осадок, автоматической самоочистки и центрирования устройства относительно оси скважины номинального диаметра. 1 ил.

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере. Развертывают скважинное уплотнение в стволе скважины в первой фазе. Воздействуют на скважинное уплотнение текучей среды ствола скважины, при этом осуществляется переход уплотнения во вторую фазу под воздействием текучей среды ствола скважины. Причем дискретные части первого материала отличаются взаимодействиями между собой и/или с базовым полимером, более слабыми перед воздействием текучей среды ствола скважины, чем после воздействия. При этом первая фаза отличается первым модулем упругости, и вторая фаза отличается вторым модулем упругости, второй модуль больше первого модуля. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил., 2 пр., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам капитального ремонта скважин. Способ ликвидации заколонных перетоков включает стадию проведения геофизических исследований с определением интервалов возможных заколонных перетоков перед спуском обсадной колонны. После чего обсадную колонну снабжают расширяемыми до 24% трубами с наружными уплотнительными элементами и спускают в скважину. Располагают трубы с уплотнениями напротив интервалов возможных перетоков. При возникновении заколонных перетоков, воздействуя на внутреннюю поверхность расширяемых труб, расширяют их во всем интервале перетока, уплотняя заколонное пространство. Предлагаемый способ позволяет повысить надежность ликвидации заколонных перетоков. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ремонтным работам в буровых скважинах. Устройство для выполнения операций вращения или операций резки в подземном стволе скважины или трубе, в частности при операциях герметизации, содержит скважинную компоновку, соединенную с тросом и содержащую, по меньшей мере, одно из следующего: вращающийся инструмент, соединенный с электродвигателем или гидравлическим двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с гидравлическим двигателем, или инструмент продольной резки, соединенный с поршнем. Гидравлический двигатель или поршень приводятся в действие перепадом давления текучей среды, созданным в стволе. Также созданы способы герметизации ствола подземной скважины, в которых один или несколько разрезов выполняют с помощью компоновки резки в одной или нескольких трубах для удаления, по меньшей мере, участка трубы и размещают бетон в образованное в результате пространство. Пространство является свободным от отходов, которые могут, если не удалены, образовывать пути протечки в бетоне. В варианте выполнения пространство создается скважинным разрушающим устройством. Расширяются функциональные возможности для уплотнения и резки труб в скважинах. 5 н. и 42 з.п. ф-лы, 135 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разобщения горизонтальной скважины на участки и изоляции зон водопритока. Способ разобщения горизонтальной скважины на отдельные участки включает определение геофизическими исследованиями длины и расположения зон разобщения, спуск на колонне труб профильных разробщителей с цилиндрическими концами, каждый из которых размещен между верхним и нижним упорами. Расстояние между разобщителями выбирают согласно расположению и длинам зон разобщения. Создают внутри разобщителей избыточное давление для их предварительного выправления и фиксации в интервале установки. Окончательное расширение разобщителей осуществляют сверху вниз роликовым развальцевателем с регулируемым диаметром. Перед спуском в разобщители с двух сторон герметично вставляют верхний и нижний упоры, наружный диаметр которых на 2-3% меньше внутреннего диаметра цилиндрических концов разобщителей. На профильной части разобщителей размещают уплотнительные элементы так, чтобы при расширении разобщителя развальцевателем не происходило перекрытия по длине уплотнительных элементов для герметизации внутреннего пространства скважины. В средней профильной части разобщителя располагают уплотнительные элементы из более твердого и износостойкого материала. Изобретение позволяет обеспечить более надежное разобщение горизонтального ствола скважины на отдельные участки. 2 ил.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин, в частности в коллекторах с высокой проводимостью. Способ включает вырезание интервала колонны на глубине зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и бурение бокового ствола из основного. Производят сплошное вырезание эксплуатационной колонны 1 и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изолируют интервал расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки 2 цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, с подпружиненными фиксаторами 3, смонтированными в нижней части вставки. В верхней части вставки выполнен канал 4, сообщающий внутреннюю полость обсадной колонны, обращенную к дневной поверхности, с кольцевым пространством, образованным вставкой и стенкой расширенного интервала. Затем закачивают в интервал расширения твердеющий герметизирующий состав 5, после полимеризации которого вставку разбуривают, устанавливают временный цементный мост 6 и клин-отклонитель 7 и разбуривают боковой ствол 10 через затвердевший герметичный состав, после чего открывают основной ствол разбуриванием клина-отклонителя 9 и временного цементного моста. Легкоразбуриваемая вставка выполнена из мягкого металла. Повышается надежность и эффективность за счет создания герметичной изоляции в интервале расширения основного ствола и при забуривании бокового ствола. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области геотехнического мониторинга, при котором определяется температура грунта, в частности к ремонту скважин. При осуществлении способа производят установку в негерметичную защитную стальную трубу термометрической скважины полиэтиленовой трубы, герметично заплавленной с нижнего конца, фиксируемой стальным кольцом, навинчивающимся на дефектную стальную защитную трубу, без учета локализации дефектного участка стальной защитной трубы. Упрощается технология ремонта, повышается надежность и эффективность. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх