Способ очистки призабойной зоны скважины



Способ очистки призабойной зоны скважины
Способ очистки призабойной зоны скважины
Способ очистки призабойной зоны скважины

 


Владельцы патента RU 2512222:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки призабойной зоны пласта. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины. Перед очисткой призабойной зоны в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель. Отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере. На устье собирают компоновку, состоящую из пера, подпружиненного от выступа колонны НКТ и пакера. Перо имеет возможность осевого перемещения. Спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны НКТ. Проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны НКТ, сбрасывают в колонну НКТ шарик, создают избыточное давление в колонне НКТ, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера. Спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта. Повышается эффективность и качество очистки, расширяются технологические возможности. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки призабойной зоны пласта и восстановления продуктивности скважин.

Известен способ термохимической очистки призабойной зоны скважины (патент RU №2167284 МПК E21B 43/24, E21B 43/27, опубл. в бюл. №14 от 20.05.2001 г.), включающий спуск НКТ с магнием, последующую закачку соляной кислоты и выдержку во времени реагентов на реакцию, при этом на НКТ устанавливают заглушку из силуминового сплава, внутреннее пространство НКТ заполняют гранулированным магнием, затем по межтрубному пространству в прискважинную зону продуктивного пласта закачивают углеводородный растворитель совместно с эмульгатором и оставляют на реакцию с асфальтено-парафиновыми отложениями, после чего по межтрубному пространству в скважину закачивают водный раствор соляной кислоту 15%-ной концентрации и после окончания экзотермической реакции соляной кислоты с гранулированным магнием при открытом затрубном пространстве в скважину закачивают бисульфат натрия водного NaHS4O2 концентрацией 11% и раствор карбоната натрия концентрацией 5%, разделенные в НКТ буфером, после чего трубное пространство открывают, в результате чего происходит выброс из скважины растворенных кольматирующих образований, отработанных растворов и приток флюида.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный с закачкой в скважину различных химических реагентов;

-во-вторых, низкая эффективность очистки призабойной зоны в скважинах с пескопроявлениями. Это связанно с тем, что в таких скважинах закачиваемый химический реагент с целью удаления асфальтено-парафиновых отложениий не может проникнуть в призабойную зону пласта из-за наличия песка, шлама, грязи.

Известен способ очистки перфорации призабойной зоны скважины (патент RU №2456434, МПК E21B 37/00, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2012 г.), характеризующийся тем, что создают депрессионный перепад давления между полостью скважины и полостью насосно-компрессорных труб за счет спуска в скважину насосно-компрессорных труб, снабженных последовательно расположенными в порядке удаленности от дневной поверхности гидровакуумной желонкой в закрытом положении, пакером и клапаном-хлопушкой, посадкой пакера осуществляют отделение призабойной зоны под пакером от полости скважины над пакером, за счет открытия гидровакуумной желонки осуществляют рывок жидкости из пласта в полость насосно-компрессорных труб и удаление загрязнений из перфорации призабойной зоны, после попадания загрязнений из зоны перфорации в полость насосно-компрессорных труб осуществляют закрытие гидровакуумной желонки, а после отстаивания загрязнений в области над клапаном-хлопушкой осуществляют повторное открытие гидровакуумной желонки для повторной очистки перфорации призабойной зоны, при этом после заполнения полости насосно-компрессорных труб жидкостью осуществляют свабирование.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, длительность процесса очистки перфорации призабойной зоны скважины с применением гидровакуумной желонкой, что вызывает большие финансовые и материальные затраты;

- во-вторых, низкая эффективность очистки перфорации призабойной зоны скважины обусловлена тем, что гидровакуумная желонка позволяет извлечь песок, шлам, грязь, но не удаляет асфальтено-парафиновые отложения в призабойной зоне пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ очистки скважины (патент RU №2451159, МПК E21B 37/00, опуб в бюл. №14 от 20.05.2012 г.), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце в скважину, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, разобщение пространства колонны труб выше пакера подпружиненным клапаном, при этом дополнительно выполняют сообщение пространства колонны труб выше подпружиненного клапана с межтрубным пространством скважины, разобщение колонны труб выше места сообщения с межтрубным пространством плунжером с клапаном, отбор жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине, повышение давления в колонне труб с устья скважины, передачу давления к подпружиненному клапану, открывание подпружиненного клапана и сообщение подпакерного пространства с межтрубным пространством.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс реализации способа, связанный с отбором жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине с последующим повышением давления в колонне труб с устья скважины;

- во-вторых, низкое качество реализации способа в пескопроявляющих скважинах, что связано с возможной негерметичной посадкой подпружиненного клапана вследствие «забивания» песком, шламом и грязью посадочного седла клапана;

- в-третьих, низкая эффективность очистки скважины и призабойной зоны пласта в скважинах с пескопроявлениями позволяет извлечь песок, шлам, грязь, но не удаляет асфальтено-парафиновые отложения в призабойной зоне пласта.

Задачей изобретения является упрощение технологического процесса реализации способа, а также повышение эффективности и качества очистки призабойной зоны скважины.

Поставленная задача решается способом очистки призабойной зоны скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, очистку призабойной зоны скважины.

Новым является то, что перед очисткой призабойной зоны скважины в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель, при этом радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере, затем на устье скважины собирают компоновку, состоящую снизу-вверх: из пера, подпружиненного от выступа колонны насосно-компрессорных труб, и пакера, установленного в составе колонны насосно-компрессорных труб, при этом используют перо меньшего диаметра, чем колонна насосно-компрессорных труб, которое размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб с выступающей нижней частью пера из колонны насосно-компрессорных труб, при этом перо имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб при упоре в загрязнения зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины, спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб до изменения веса и промывке до восстановления веса продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб шарик, который садится на посадочное седло полой втулки, создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера, при этом открываются радиальные отверстия пера, спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин, производят промывку интервалов перфорации пласта в объеме скважины, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта, для этого производят закачку и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м на 1 м толщины пласта, распакеровывают пакер, извлекают компоновку на устье скважины и выполняют технологическую выдержку для реагирования, затем производят извлечение продуктов реакции свабированием.

На фиг.1, 2 и 3 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ актуален для очистки призабойной зоны скважины и восстановления продуктивности пласта скважины в тех случаях, когда из пласта вместе с продукцией происходит пескопрояление, т.е. песок из пласта через интервалы перфорации попадает в ствол скважины. Откуда часть песка вместе с продукцией отбирается скважинным насосом на устье скважины, а другая часть песка оседает на забой, где уплотняется. В результате зумпф скважины уменьшается и может произойти заваливание песком и загрязнениями (грязью, мехпримесями) вплоть до перекрытия интервалов перфорации пласта.

Предлагаемый способ позволит произвести очистку скважины и восстановить продуктивность пласта за счет промывки забоя и интервалов перфорации пласта с последующей кислотной обработкой призабойной зоны пласта за один спуск инструмента в скважину.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На скважине, имеющей забой на глубине 1150 м и продуктивный пласт в терригенном коллекторе в интервале 1142-1146 м, перед проведением работ по очистке призабойной зоны скважины и восстановлению продуктивности пласта 1 (см. фиг.1) скважины 2 в нижней части пера 3 выполняют радиальные отверстия 4, ниже которых устанавливают ограничитель 5.

Например, перо 3 выполняют в виде отрезка насосно-компрессорной трубы диаметром 60 мм с толщиной стенки 5,0 мм и длиной, например, 1,5 м, а ограничитель 5 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения пера 3. Срез пера 1, например, выполняют под углом к оси, равным 35°.

Радиальные отверстия 4 в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой 6, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 5 пера 3. Например, в пере 3 в одном ряду выполняют 10 отверстий по 8 мм.

Затем на устье скважины 2 собирают компоновку 7, состоящую снизу-вверх: из пера 3, подпружиненного посредством пружины 8 от выступа 8' колонны насосно-компрессорных труб 9 и пакера 10. Пакер 10 устанавливают в составе колонны насосно-компрессорных труб 9 с таким расчетом, чтобы он находился выше пласта на 10 м, т.е. в интервале 1132 м. Например, выступ 8' выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения в трубе колонны насосно-компрессорных труб 9.

В качестве пакера 10 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок в скважине (например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМ02-ЯГ1 (М).

Используют перо меньшего диаметра - d, равное 60 мм, чем колонна насосно-компрессорных труб с диаметром D, равным, например, 89 мм.

Перо 3 размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб 9 с выступающей нижней частью пера 3 из колонны насосно-компрессорных труб 9.

Перо 3 имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб 9 при упоре в загрязнения 11 зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины. Диаметр пружины 8 подбирают эмпирически, обеспечивая возвратное перемещение пера 3 относительно колонны насосно-компрессорных труб 9. Например, пружину 8 выполняют из пружинной стали, например 65Г, диаметром 15 мм.

Например, в данном случае вес колонны насосно-компрессорных труб составляет 82 кН. Спуск компоновки 7 производят до упора пера 3 в загрязнения 11 (песок и грязь, выходящие из пласта вместе с продукцией и оседающие на забое 12 скважины 2) зумпфа, например, в интервале 1144 (при интервале перфорации пласта 1142-1146 м) до изменения (разгрузки) веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 до 77 кН, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 до веса 82 кН.

В качестве промывочной жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.

Операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб 9 до изменения веса до 77 кН и промывке до восстановления веса 82 кН продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб 9 и достижения забоя 12 на глубине 1150 м. Таким образом, в процессе очистки скважины 1 постепенно, сочетая разгрузку веса колонны насосно-компрессорных труб с восстановлением его веса, производят очистку скважины от песка, шлама, мехпримесей.

Далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб 9 (см. фиг.2) шарик 13, который садится на посадочное седло полой втулки 6.

С помощью насосного агрегата, например, ЦА-320 создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб 9, равное, например, 10 МПа. Под действием избыточного давления полая втулка 6 перемещается вниз до упора в ограничитель 5, приоткрываются радиальные отверстия 4 пера 3. После этого с устья скважины 2 спускают колонну насосно-компрессорных труб 9 так, чтобы радиальные отверстия 4 пера 3 находились напротив кровли 14 пласта 1.

Затем осевыми перемещениями колонны труб с устья скважины 2 от кровли 14 до подошвы 15 пласта 1 со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта (1142-1146 м) от загрязнений 11 в объеме скважины, равном 15,72 м3.

Очистку призабойной зоны скважины 2 продолжают и приступают к удалению асфальтено-парафиновых отложений. Для этого сажают пакер 10 (см. фиг.3) так, чтобы он находился на расстоянии 10 м выше кровли 13 пласта 1.

Производят кислотную обработку пласта 1 в скважине 2. Для этого производят закачку с помощью малопроизводительного насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано) по колонне насосно-компрессорных труб 9 (см. фиг.3) и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта 1 в призабойную зону скважины 2.

В данном случае при толщине пласта 1, равной 4 м, производят закачку в колонну 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме, равном 2 м3, и продавливают ее в пласт 1 технологической жидкостью в объеме, равном 6,7 м3.

Закачку и продавку 15%-ного водного раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины производят, например, с расходом 12-14 л/с под давлением не более допустимого на пласт, например 12,0 МПа.

В качестве технологической жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3. При реализации способа применяют, например, кислоту соляную синтетическую техническую (НС1) по ГОСТ 857-95.

В качестве малопроизводительного насосного агрегата, например, используют агрегат для кислотной обработки скважин марки СИН32 производства ООО «Синергия-Н», обеспечивающий параметры закачки в пределах 11-18 л/с при максимальном давлении 32 МПа.

Распакеровывают пакер 10 (см. фиг.1, 2, 3), извлекают компоновку 7 на устье скважины 2. Выполняют технологическую выдержку для реагирования, например, в течение 3,0 ч.

Производят извлечение продуктов реакции любым известным способом, например свабированием (на фиг.1 и 2 не показано) по эксплуатационной колонне скважины 2 (см. фиг.З).

Предлагаемый способ очистки призабойной зоны скважины имеет простой технологический процесс реализации, так как за один спуск инструмента позволяет произвести очистку скважины и кислотную обработку призабойной зоны скважины, что значительно сокращает финансовые затраты, а повышение эффективности и качества очистки призабойной зоны скважины в предлагаемом способе достигается за счет последовательного удаления из скважины сначала песка, шлама, мехпримесей, а затем проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Способ очистки призабойной зоны скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, очистку призабойной зоны скважины, отличающийся тем, что перед очисткой призабойной зоны скважины в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель, при этом радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере, затем на устье скважины собирают компоновку, состоящую снизу-вверх: из пера, подпружиненного от выступа колонны насосно-компрессорных труб и пакера, установленного в составе колонны насосно-компрессорных труб, при этом используют перо меньшего диаметра, чем колонна насосно-компрессорных труб, которое размещают внутри колонны насосно-компрессорных труб с выступающей нижней частью пера из колонны насосно-компрессорных труб, при этом перо имеет возможность осевого перемещения внутрь колонны труб при упоре в загрязнения зумпфа и возможность осевого перемещения наружу под действием возвратной силы пружины, спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, затем проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, операции по спуску колонны насосно-компрессорных труб до изменения веса и промывке до восстановления веса продолжают до полного прекращения восстановления веса подвески колонны насосно-компрессорных труб, далее сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб шарик, который садится на посадочное седло полой втулки, создают избыточное давление в колонне насосно-компрессорных труб, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера, при этом открываются радиальные отверстия пера, спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта в объеме скважины, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта, для этого производят закачку и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта, распакеровывают пакер, извлекают компоновку на устье скважины и выполняют технологическую выдержку для реагирования, затем производят извлечение продуктов реакции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для повышения нефтегазоотдачи скважин. Многоимпульсный источник для воздействия на стенки жидкозаполненных скважин содержит герметичные камеры, разделенные между собой клапанами, выполненными в виде цилиндров с окнами и дифференциальными поршнями в них.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Осуществляют электромагнитное и акустическое воздействие на глубину образования отложений в скважине.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой. Изобретение позволяет сократить материальные затраты на борьбу с парафиносмолистыми отложениями на стенках нефтепроводов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области снижения влияния механической примеси на работу внутрискважинного оборудования. Устройство содержит электроцентробежный насос, четвертьволновые резонаторы, расположенные под погружным электродвигателем, спускаемым в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам промывки скважин, оборудованных насосами. Способ включает прокачку в скважину насосным агрегатом промывочной жидкости, представляющей собой водный раствор композиции поверхностно-активных веществ, через межтрубное пространство в скважинный насос и обратно по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородного сырья с большим содержанием парафинов.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных продуктивных пластов, в частности к способам очистки трещины гидроразрыва. .

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости. Устройство содержит электроцентробежный насос на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнены аэраторы, сообщающие канал насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством и перекрываемые полым запорным клапаном, перемещаемым вдоль колонны насосно-компрессорных труб посредством каната, управляемого с устья скважины. Клапан оснащен радиальными каналами, а сверху осевыми отверстиями, сообщающими насос с каналом колонны труб. Радиальные каналы клапана имеют возможность сообщения с аэраторами пусковой муфты посредством гидравлической камеры после ограниченного осевого перемещения клапана вверх относительно пусковой муфты. Канат снизу соединен с грузом, на нижнем конце которого выполнена наружная кольцевая проточка, в которой установлено стопорное разрезное кольцо, имеющее возможность фиксации и освобождения каната с грузом относительно клапана. В верхней части клапана выполнена внутренняя кольцевая канавка, в которой установлено наружное стопорное кольцо, имеющее возможность фиксации во внутренних зубчатых насечках, выполненных на верхнем конце пусковой муфты. Повышается надежность и эффективность работы устройства. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к инструментам для очистки скважин. При осуществлении способа инструмент управления потоком подсоединяют к насосно-компрессорной колонне, подсоединяют улавливатель обломочного материала к колонне ниже инструмента управления потоком, закачивают скважинный флюид вниз по колонне, чтобы поток флюида проходил через устройство управления потоком и улавливатель обломочного материала, перекрывают внутренний канал инструмента, открывают выпускное отверстие в стенке инструмента. Флюид проходит через канал эжектора и выпускное отверстие в ствол скважины по кольцевому пространству инструмента, а затем в улавливатель обломочного материала. Инструмент включает вытянутый трубчатый элемент, при этом отверстие в его стенке проходит от внутреннего канала для флюида к внешней поверхности трубчатого элемента, корпус клапана, смонтированный с возможностью осевого перемещения между закрытым положением, перекрывающим поток через выпускное отверстие, и открытым положением, позволяющим направлять поток через выпускное отверстие. В корпусе клапана имеется канал для флюида, проходящий через весь корпус, и канал эжектора, проходящий к выпускному отверстию, но только при открытом положении клапана. Повышается эффективность удаления обломочного материала из скважины. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. При осуществлении способа на колонне насосно-компрессорных труб спускают два центробежных насоса, привод которых осуществляется установленным между ними погружным электродвигателем с двумя выходами вала для отбора мощности. Подача из верхнего центробежного насоса производится в колонну насосно-компрессорных труб. Нижний насос служит для разрушения связей кольматанта и его сброса, например, в шламоуловитель. Верхний насос предназначен для изменения динамического уровня жидкости в скважине и подачи добываемой жидкости на поверхность. Контроль и управление технологическим процессом освоения осуществляется с поверхности, например, станцией управления с частотным преобразователем погружного электродвигателя. Повышается технологическая и экономическая эффективность обработки призабойной зоны скважины. 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для восстановления проницаемости и пропускной способности перфорационных каналов в обсадной колонне. Устройство включает корпус с каналом для подвода жидкости, цилиндр с кольцевой камерой и тангенциально направленными каналами. Корпус снабжен присоединительным ниппелем с донышком в осевом канале со сквозным отверстием, с пазами на внутренней поверхности. Перпендикулярно оси ниппеля в корпусе выполнена цилиндрическая расточка, в которой размещен стакан с насадкой и крышкой. Расточка перекрыта днищем, в котором закреплена дренажная трубка, снабженная выступом и радиальными отверстиями, выполненными с возможностью обеспечения гидравлической связи продольных каналов на крышке с осевым каналом дренажной трубки в исходном положении. Стакан образует кольцевую камеру с дренажной трубкой, в которой размещена пружина с опорой на выступ. Цилиндр жестко связан с присоединительным ниппелем, снабженным переходником. Переходник снабжен продольными пазами и перепускными отверстиями, соединяющими кольцевую камеру цилиндра с его осевым каналом, в котором установлен поршень и фиксаторы. Повышается эффективность очистки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости. Устройство содержит электроцентробежный насос на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую насос с колонной труб, в стенке которой выполнен аэратор, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины. Клапан выполнен в виде сбивного пальца, установленного в аэратор с возможностью разрушения под действием веса груза, сбрасываемого в колонну с устья, и сообщения канала труб с кольцевым пространством ствола скважины. В пусковой муфте выше аэратора срезным элементом зафиксирована полая втулка, снабженная сверху посадочным седлом. Втулка имеет возможность разрушения срезного элемента и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку под действием избыточного давления, создаваемого в колонне после сбрасывания запорного органа, и его размещения на посадочном седле с фиксацией втулки и герметичным перекрытием изнутри полой втулкой аэратора. Запорный орган выполнен в виде полушара с жестко закрепленным к нему сверху штоком, оснащенным центратором, при этом верхний конец штока снабжен ловильной головой. Повышается надежность и эффективность работы устройства. 3 ил.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес. %: реагент ПАФ-13А 1,5-15, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями хлорида натрия, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот, и этиленгликоль 2-10. Дополнительно содержит, вес.%: водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат 75-90, гидроокись натрия 0,35-3,4, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) 1,5-4,0, тиокарбамид 0,05-0,2. Состав является эффективным ингибитором для предотвращения отложений карбонатных и смеси карбонатных и сульфатных неорганических солей, имеет низкую удельную стоимость, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, обеспечивает предотвращение отложения солей в условиях добычи нефти с любой степенью обводненности, имеет низкую температуру замерзания. 8 табл.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к очистке буровых скважин. Устройство включает приводную головку, прикрепленную к насосно-компрессорной трубе для создания противотока в стволе скважины, сепараторный блок, сепараторный элемент и съемный субблок. Сепараторный блок образует внутренний проточный канал. Съемный субблок содержит внутреннюю трубу, прикрепленную к лицевой панели и расположенную внутри корпуса, и образует кольцевое пространство между внутренней трубой и корпусом. Лицевая панель съемным образом прикреплена к корпусу и блокирует флюидный поток из нижнего конца кольцевого пространства между внутренней трубой и корпусом. Лицевая панель имеет впускной канал. Внутренняя труба и панель выполнены с возможностью удаления из корпуса путем разъединения. Сепараторный элемент направляет обломки, присутствующие в скважинном флюиде, в кольцевое пространство между внутренней трубой и корпусом. Повышается эффективность сбора обломков, расширяются функциональные возможности устройства. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин. На устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины. По окончании гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб. Производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины. Повышается эффективность очистки и возможности контроля процесса, исключается гидравлический удар. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при промывке скважины. При осуществлении способа проводят спуск в скважину до забоя колонны насосно-компрессорных труб с патрубком диаметром больше диаметра колонны насосно-компрессорных труб, имеющим треугольные окна и внутри острые язычки, обращенные вверх под углом 25-30° к вертикали, циркуляцию скважинной жидкости с расходом в пределах от 3,5 до 8 л/с по межтрубному пространству, патрубку и колонне насосно-компрессорных труб через желобную емкость в объеме не менее объема скважины и подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с патрубком. Повышается эффективность очистки скважины. 1 ил.
Наверх