Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины



Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины
Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины

 


Владельцы патента RU 2522368:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ БВ (NL)

Группа изобретений относится к инструменту и способу подачи текучих сред обработки приствольной зоны к месту работы в скважине. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретений: узел подачи текучей среды обработки приствольной зоны к проектному месту обработки в скважине содержит: трубчатый корпус для размещения вытесняющей текучей среды и текучей среды обработки приствольной зоны, как столба текучей среды увеличения давления, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу; клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для направления в него текучей среды обработки приствольной зоны столба, ближе к забою от вытесняющей текучей среды; и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны при увеличенном давлении перед подачей на проектное место работ. При этом клапан противодавления выполнен с возможностью исключения преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны из узла. Узел выполнен с возможностью загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Описанные варианты осуществления изобретения относятся к инструментам и методикам для подачи текучих сред обработки приствольной зоны к месту работы в скважине. В частности, описаны варианты осуществления инструментов и методик для подачи текучих сред обработки приствольной зоны к месту работы в скважине с низким давлением на забое. Инструменты и методики направлены на получение некоторой степени точности применительно к подаче текучих сред обработки приствольной зоны к таким местам работы в скважине.

Исследования, бурение и заканчивание углеводородных и других скважин являются, в общем, сложными, затратными по времени и, в конечном счете, очень дорогостоящими мероприятиями. В результате в течение многих лет много внимания уделяется мониторингу и текущему ремонту скважин в течение их срока эксплуатации. Мониторинг и текущий ремонт скважин могут быть направлены на максимизирование добычи, а также на продление срока службы скважины. В случае мониторинга скважины можно использовать каротаж и другие мероприятия, которые дают информацию по температуре, давлению и другую информацию, относящуюся к добыче. В случае текущего ремонта скважины могут проводиться геотехнические мероприятия. Например, можно выполнять перфорационные каналы в стенке скважины, можно отсекать горизонты скважины, можно извлекать отходы или инструменты и оборудование, прихваченные в скважине и т.д. Кроме того, в некоторых случаях скважину можно ремонтировать или обрабатывать введением текучей среды обработки приствольной зоны скважины, такой как цемент, для закупоривания горизонта скважины или перфорационных каналов в нем.

В случае подачи текучей среды обработки приствольной зоны скважины несколько тысяч футов гибкой насосно-компрессорной трубы или другого трубного оборудования должно быть доставлено на буровую площадку на нефтепромысле. Подача может быть достигнута с надлежащей установкой барабана гибкой насосно-компрессорной трубы вблизи скважины, например, с передвижной буровой установкой гибкой насосно-компрессорной трубы и оборудованием подачи. В общем, в конец, обращенный к забою, гибкой насосно-компрессорной трубы может быть залита текучая среда обработки приствольной зоны, при этом более инертную вытесняющую текучую среду, такую как вода, можно разместить непосредственно над текучей средой обработки приствольной зоны. Клапан закачки может быть размещен на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, обращенном к забою для предотвращения преждевременного выпуска залитых текучих сред из конца гибкой насосно-компрессорной трубы, обращенного к забою.

Заправленную гибкую насосно-компрессорную трубу можно развертывать с барабана на поверхности нефтепромысла в скважину. Когда обращенный к забою конец гибкой насосно-компрессорной трубы достигает горизонта скважины, подлежащего обработке, перемещение гибкой насосно-компрессорной трубы можно остановить. В теории давление в гибкой насосно-компрессорной трубе можно затем поднять с помощью насоса, находящегося на поверхности для преодоления удерживающей способности клапана закачки. Таким образом, текучая среда обработки приствольной зоны может быть подана в упомянутый горизонт скважины.

К сожалению, притом что обычный клапан закачки специально приспособлен для обеспечения надлежащего заполнения конца гибкой насосно-компрессорной трубы, обращенного к забою, указанными текучими средами обработки приствольной зоны, он, в общем, имеет ограничение по количеству текучей среды, давление которой он может, в конце концов, удерживать. Например, обычный клапан закачки может быть рассчитан на способность удержания давления около 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, обращенном к забою. Данная способность может быть более чем достаточной для удержания столба цемента для применения в стандартной обработке цементирования. Вместе с тем, как указано выше, гибкую насосно-компрессорную трубу заправляют текучей средой обработки приствольной зоны с конца, обращенного к забою, с дополнительной вытесняющей текучей средой, занимающей место в гибкой насосно-компрессорной трубе непосредственно над текучей средой обработки приствольной зоны. Таким образом, клапан закачки, в конце концов, должен быть рассчитан на удержание текучей среды обработки приствольной зоны, а также возможно дополнительно нескольких тысяч футов several столба вытесняющей текучей среды при полном развертывании гибкой насосно-компрессорной трубы. Таким образом, в зависимости от разности давлений между скважиной и столбом текучей среды в гибкой насосно-компрессорной трубе вероятность отказа клапана закачки может являться весьма значительной.

Принимая во внимание все увеличивающиеся глубины скважин и соответствующие увеличивающиеся высоты столбов текучей среды в гибкой насосно-компрессорной трубе, вероятность преждевременного открытия клапана закачки является весьма значительной, особенно в случае, если рассматривать скважины с низким давлением на забое. Например, в случае, если горизонт обработки приствольной зоны скважины размещен на глубине 15000-20000 футов (4575-6100 м) от поверхности, способность клапана закачки с расчетным давлением 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) по удержанию столба текучей среды на данной глубине сильно зависит от давления окружающей среды в скважине. То есть давление внутри клапана закачки вероятно должно быть близким, скажем, к около 2000 фунт/дюйм2 (140 кг/см2) в таких условиях. Таким образом, в случае, если давление в скважине остается выше 1500 фунт/дюйм2 (105 кг/см2), преждевременный выпуск из клапана закачки может быть предотвращен. В скважинах с низким давлением на забое, вместе с тем, скажем, 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2) для представленного примера клапана закачки, разница давления не будет достаточной для предотвращения открытия клапана. Вместо этого клапан закачки должен открыться ближе к устью скважины от горизонта обработки, после того как давление внутри него вырастет свыше 1500 фунт/дюйм2 (105 кг/см2) (то есть преодолеет расчетное давление 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) клапана закачки плюс 1000 фунт/ дюйм2 (70 кг/см2) скважинного давления).

Такое открытие клапана закачки, как указанное, может иметь чрезвычайно отрицательные последствия, выходящие за рамки простой потери времени на спускоподъемные операции и неэффективного применения текучей среды обработки приствольной зоны. Например, выпуск текучей среды обработки приствольной зоны, такой как цемент, ближе к устью скважины над проектным горизонтом может привести к повреждению или закупориванию цементом продуктивных горизонтов скважины. Таким образом, кроме потери времени на повторные спускоподъемные операции, дополнительное время может быть потеряно сначала на очистку ствола зон ствола скважины от непредусмотренного цементирования. В конце концов, преждевременное открытие клапана закачки может стоить до одного дня или большей потери времени, стоимостью потенциально в несколько сот тысяч долларов.

С учетом потенциальных последствий преждевременного открытия клапана закачки выполняются попытки налива в гибкую насосно-компрессорную трубу текучей среды обработки приствольной зоны с поверхности, только когда гибкая насосно-компрессорная труба достигает проектного горизонта обработки скважины. В теории это предотвращает возможность преждевременного открытия клапана и преждевременной подачи текучей среды обработки приствольной зоны. К сожалению, это означает, что агрессивную текучую среду обработки приствольной зоны, такую как цемент, необходимо прокачивать через несколько тысяч футов узкой гибкой насосно-компрессорной трубы. Это добавляет значительные затраты времени в мероприятие и увеличивает возможность загрязнения текучих сред обработки приствольной зоны вытесняющей текучей средой. Таким образом, даже в варианте скважин с низким давлением на забое методика предварительного налива с конца гибкой насосно-компрессорной трубы, обращенного к забою, текучей среды обработки приствольной зоны и прогнозирование наилучшей работы от клапана закачки, в общем, рассматривается наиболее приемлемым для оператора.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для осуществления простого и эффективного предотвращения преждевременного открытия клапана закачки и устранения связанных с ним негативных последствий был создан узел управления подачей текучей среды обработки приствольной зоны к месту работ в скважине, который согласно изобретению содержит трубчатый корпус для размещения текучей среды обработки приствольной зоны, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу; клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для управления размещением; и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки, для управления.

Предпочтительно, управление содержит направление заполнения упомянутого трубчатого корпуса текучей средой обработки приствольной зоны.

Предпочтительно, клапан регулирования противодавления является первым клапаном регулирования противодавления, и узел дополнительно содержит второй клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою упомянутого первого клапана регулирования противодавления для увеличения возможностей управления.

Предпочтительно, клапан закачки имеет расчетное давление менее чем около 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2).

Предпочтительно, клапан регулирования противодавления имеет расчетное давление между около 2000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2) и около 5000 фунт/ дюйм2 (350 кг/см2).

Предпочтительно, узел выполнен с возможностью его загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою.

Для решения поставленных задач также создан узел подачи текучей среды обработки приствольной зоны к проектному месту обработки в скважине, который согласно изобретению содержит трубчатый корпус для размещения вытесняющей текучей среды и текучей среды обработки приствольной зоны как столба текучей среды увеличения давления, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу; клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для направления в него текучей среды обработки приствольной зоны столба, ближе к забою от вытесняющей текучей среды; и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны при увеличенном давлении перед подачей на проектное место работ, причем клапан противодавления выполнен с возможностью исключения преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны из узла, при этом узел выполнен с возможностью загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою.

Предпочтительно, узел дополнительно содержит блок внутритрубных поршней, расположенный в упомянутом трубчатом корпусе, для изоляции текучей среды обработки приствольной зоны от вытесняющей текучей среды.

Предпочтительно, блок внутритрубных поршней содержит внутритрубный поршень со стороны устья, создающий герметичный стык с вытесняющей текучей средой; внутритрубный поршень со стороны забоя, создающий герметичный стык с текучей средой обработки приствольной зоны; и ведущий шар, расположенный между упомянутыми внутритрубными поршнями.

Предпочтительно, узел дополнительно содержит седло остановки подачи, расположенное в упомянутом трубчатом корпусе со стороны забоя от упомянутого клапана закачки, для создания стыка с упомянутым шаром для прекращения подачи.

Кроме того, для решения поставленных задач создана система обработки скважины, которая согласно изобретению содержит узел, имеющий клапан закачки одностороннего действия при заполнении, соединенный с клапаном регулирования противодавления, выполненным для удержания упомянутого узла для подачи текучей среды на место обработки в скважине; и оборудование гибкой насосно-компрессорной трубы, соединенное с упомянутым узлом, для установки ее на место работы в скважине, причем упомянутое оборудование включает в себя гибкую насосно-компрессорную трубу для размещения в ней текучей среды обработки приствольной зоны до установки и подачи, при этом текучая среда обработки приствольной зоны наполняется из конца узла, обращенного к забою таким образом, что большая часть внутри гибкой насосно-компрессорной трубы не вступает в контакт с текучей средой обработки приствольной зоны.

Предпочтительно, место работы в скважине находится на глубине, превышающей около 15000 футов (4575 м).

Предпочтительно, текучая среда обработки приствольной зоны является цементом.

Предпочтительно, место обработки задает пакер, установленный примыкающим к ней со стороны забоя скважины.

Предпочтительно, подача закупоривает перфорационный канал на месте работ в скважине.

Для решения поставленных задач был создан и способ подачи текучей среды обработки приствольной зоны на место работ в скважине, согласно которому открывают клапан закачки трубчатого узла для налива в узел текучей среды обработки приствольной зоны, причем трубчатый узел содержит гибкую насосно-компрессорную трубу; соединяют клапан регулирования противодавления с клапаном закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны в узле до подачи; используют узел на место работ в скважине; с помощью узла прикладывают к текучей среде давление, достаточное для преодоления клапана регулирования противодавления, и осуществляют подачу; и прекращают приложение давление в ответ на пик давления текучей среды внутри трубчатого узла.

Предпочтительно, клапан регулирования противодавления является первым клапаном регулирования противодавления, и при соединении дополнительно скрепляют второй клапан регулирования противодавления с упомянутым первым клапаном регулирования противодавления для индивидуального управления удержанием на площадке работ.

Предпочтительно, текучая среда обработки приствольной зоны является цементом для закупоривания участка скважины.

Предпочтительно, участок включает в себя одно из следующего: перфорационный канал в стенке скважины и горизонт скважины в сторону забоя от места работ.

Предпочтительно, участок включает в себя перфорационный канал, при этом дополнительно разбуривают цемент следом за подачей для обеспечения доступа к горизонту.

Предпочтительно, текучую среду обработки приствольной зоны загружают с конца трубчатого узла, обращенного к забою.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Далее изобретение будет пояснено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 - вид сечения варианта осуществления узла для управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны в скважину;

фиг.2 - общий вид нефтепромысла с размещением скважины фиг.1 с узлом, расположенным в ней;

фиг.3A - вид продольного сечения узла фиг.1 с клапаном закачки, выполненным для соединения с линией текучей среды обработки приствольной зоны;

фиг.3B - вид продольного сечения узла фиг.3A, получающего текучую среду обработки приствольной зоны из линии текучей среды обработки приствольной зоны;

фиг.3C - вид продольного сечения узла фиг.3B с клапаном регулирования противодавления, соединенным с клапаном закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны;

фиг.4 - вид продольного сечения узла фиг.1 по завершении управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны в скважину;

фиг.5 - блок-схема последовательности операций, обобщающая вариант осуществления способа использования узла для управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны в скважине.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Варианты осуществления изобретения описаны со ссылкой на некоторые варианты применения на забое скважины. Например, в вариантах осуществления изобретения, показанных в данном документе, вариант применения для цементирования на забое скважины показан подробно с подачей посредством гибкой насосно-компрессорной трубы. Вместе с тем, в различных других видах практического применения можно использовать варианты осуществления узлов подачи текучих сред обработки приствольной зоны и методик, описанных в данном документе. Например, точная подача альтернативных текучих сред обработки приствольной зоны через гибкую насосно-компрессорную трубу и/или другие трубные устройства может быть получена посредством практического применения вариантов осуществления изобретения, описанных в данном документе. В любом случае варианты осуществления изобретения могут включать в себя уникальную комбинацию клапана закачки и клапана регулирования противодавления, расположенных на конце трубного изделия, обращенном к забою, для соответствующего заполнения и выпуска текучих сред обработки приствольной зоны.

На фиг.1 показан узел 100 для управляемой подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны в скважине 180. Узел 100 выполнен с возможностью предотвращения преждевременного выпуска текучей среды 150 обработки приствольной зоны и обеспечения подачи текучей среды 150 в заданное место работ на забое скважины. Как указано, этого можно достичь посредством уникальной комбинации клапана 130 закачки и клапана 140 регулирования противодавления, включенных в состав узла 100. Как показано, узел 100 включен в состав конца трубного инструмента, такого как гибкая насосно-компрессорная труба 160, обращенного к забою. В показанном варианте осуществления изобретения текучая среда 150 обработки приствольной зоны является обычной тампонажной цементной смесью, использующейся для закупоривания перфорационных каналов 195 в отмеченном заданном месте работ. Вместе с тем, узел 100 и методики, подробно описанные в данном документе, можно использовать в других вариантах применения обработки приствольной зоны. Конкретно, для практического применения, показанного на фиг.1, скважина 180 может проходить в пласте 190 несколько тысяч футов до достижения места перфорационного канала 195. Следовательно, давление, действующее на клапаны 130, 140 от столба текучей среды 150 обработки приствольной зоны и вытесняющей текучей среды 350, может являться весьма значительным (см. также фиг.3A). Например, в одном варианте осуществления изобретения данное давление может превышать пороговое значение давления для клапана 130 закачки, возможно составляющее около 500 фунт/дюйм2 (35кг/см2), а также давления окружающей среды скважины 180. При этом клапан 140 регулирования противодавления может иметь достаточные допустимые отклонения для предотвращения преждевременного выпуска текучей среды 150 обработки приствольной зоны.

На фиг.1 в варианте применения для цементирования также показан пакер 170, заранее установленный под перфорационными каналами 195. При этом гибкая насосно-компрессорная труба 160 может быть развернута для установки узла 100 над пакером 170 и выпуска там текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Узел 100 выполнен с клапаном 140 регулирования противодавления, обеспечивающим предотвращение преждевременного высвобождения текучей среды 150, а также с использованием клапана 130 закачки, обеспечивающего заполнение гибкой насосно-компрессорной трубы 160 от конца, обращенного к забою, как дополнительно подробно описано ниже. Таким образом, текучую среду 150 обработки приствольной зоны можно подавать с некоторой степенью точности, устраняя при этом необходимость загрузки налива в насосно-компрессорную трубу 160 с ее конца на поверхности, потенциально удаленного на несколько тысяч футов от места подачи. При этом текучей среде 150 нет необходимости проходить через всю гибкую насосно-компрессорную трубу 160 для достижения надежной степени точности подачи.

На фиг.2 узел 100 показан развернутым в скважине 180 на обычной гибкой насосно-компрессорной трубе 160, как и на фиг.1. Вместе с тем, фиг.2 также дает общий вид нефтепромысла 200 с оборудованием 210 гибкой насосно-компрессорной трубы и буровой установкой 230, установленными для развертывания указанной гибкой насосно-компрессорной трубы. В показанном варианте осуществления изобретения оборудование 210 включает в себя самоходную установку 220 гибкой насосно-компрессорной трубы для быстрой установки барабана 215 гибкой насосно-компрессорной трубы 215 и блока 235 управления. Вместе с тем, в других вариантах осуществления изобретения можно использовать оборудование на обычной несущей раме или другие варианты его установки.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.2, буровая установка 230 смонтирована на самоходной буровой установке 220 с гибкой насосно-компрессорной трубой, укомплектованной обычным инжектором 240. Вместе с тем, можно использовать альтернативное оборудование и методики, такое как инжектор со стойками, независимыми от оборудования 210 гибкой насосно-компрессорной трубы. В любом случае, показанный инжектор 240 соединен с механизмом запорной арматуры и регулирования давления, таким как устьевая фонтанная арматура 245, выполненная для перемещений гибкой насосно-компрессорной трубы 160 в скважину 180 и из скважины.

Как показано на фиг.2, гибкая насосно-компрессорная труба 160 с узлом 100 на своем конце может перемещаться в скважине 180 через различные слои 290, 190 пласта прежде, чем достигнет проектного места работ для выпуска текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Таким образом, гибкая насосно-компрессорная труба 160 и узел 100 могут пройти несколько тысяч футов, прежде чем достигнут проектного места работ (например, над показанным пакером 170). В любом случае, текучая среда 150 обработки приствольной зоны адекватно удерживается узлом 100, пока проектное место работ не будет достигнуто. Действительно, ввод в состав узла 100 клапана 130 закачки и клапана 140 регулирования противодавления улучшает налив текучей среды 150 обработки приствольной зоны, при этом также предотвращая ее преждевременный выпуск (см. фиг.1). Это остается в силе даже в условиях, когда скважина 180 имеет по существу низкое давление, конкретно, по сравнению с давлением в узле 100.

На фиг.1 также подробно показана механика упомянутых выше клапанов 130, 140. Кроме того, описан блок 110 внутритрубных поршней для разделения текучей среды 150 обработки и вытесняющей текучей среды 350 (см. фиг.3A). Клапан 130 закачки является обычным клапаном одностороннего действия с ограниченным допустимым давлением. Например, как описано выше и дополнительно подробно описано ниже, клапан 130 закачки может быть выполнен для обеспечения налива текучей среды 150 обработки приствольной зоны в узел 100 и гибкую насосно-компрессорную трубу 160 на ее конце, обращенном к забою. Как показано на фиг.1, блок 110 внутритрубных поршней создан в гибкой насосно-компрессорной трубе 160 для создания стыка для притока налива текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Именно, внутритрубный поршень 112 со стороны, обращенной к забою, направляемый ведущим шаром 115, создает скользящий стык текучей среды 150. Ведущий шар 115, в свою очередь, отделен от вытесняющей текучей среды 350 внутритрубным поршнем 113 со стороны, обращенной к устью, как дополнительно подробно описано ниже (см. фиг.3A). Следом за притоком текучей среды 150 обработки приствольной зоны клапан 130 закачки может вернуться в нормальное закрытое положение. С клапаном 130 в закрытом положении текучая среда 150 обработки приствольной зоны может удерживаться на месте до принудительного его открытия давлением, создаваемым в узле 100. То есть в нормальном положении шар клапана 130 закачки находится на своем седле. Седло неподвижно удерживается относительно гибкой насосно-компрессорной трубы 160 одной или несколькими срезными шпильками. Достаточный приток давления в узле 100 может срезать срезные шпильки, вызывая перемещение седла вниз относительно гибкой насосно-компрессорной трубы 160. Шар клапана 130 закачки, вместе с тем, является "захваченным" ловителем шара или другим аналогичным механизмом, предотвращающим перемещение шара вниз с седлом. При этом клапан 130 закачки находится в открытом положении, и текучей среде обработки приствольной зоны обеспечен проход через клапан 130 закачки.

Для заданной потенциальной глубины проектного места работ в скважине 180 для подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны естественно выстраивающийся столб текучей среды и давление в узле 100 могут превышать допустимые давления клапана 130 закачки. Поэтому для обеспечения удержания на месте текучей среды 150 обработки приствольной зоны до установки узла 100 на место обработки, как показано на фиг.1, создан упомянутый клапан 140 регулирования противодавления. Клапан 140 регулирования противодавления оборудован клапанным седлом 144, приводимым в движение пружиной 146 для стыковки с клапанной головкой 142.

Вышеупомянутая пружина 146 может быть настроена на различные диапазоны допустимого давления, в общем, значительно превышающего допустимые давления клапана 130 закачки. Например, в одном варианте осуществления изобретения пружина 146 может иметь пороговое значение около 3000 фунт/дюйм2 (210 кг/см2), тогда как клапан 130 закачки настроен ближе к около 500 фунт/дюйм2 (35кг/см2). Следовательно, в скважине 180 с низким давлением, скажем около 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2), давление свыше 4500 фунт/дюйм2 (315 кг/см2) может быть создано в узле 100 посредством объединения закачки с поверхности и естественного давления столба текучей среды через гибкую насосно-компрессорную трубу 160 для подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны, как показано. То есть при около 4500 фунт/дюйм2 (315 кг/см2), может начаться преодоление сопротивления пружины 146 в 3000 фунт/дюйм2 (210 кг/см2), клапана 130 закачки в 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) и скважины 180 в 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2). При аналогичных значениях, вместе с тем, с сохранением такого производимого давления текучая среда 150 обработки приствольной зоны может оставаться запертой в узле 100, пока не достигнет проектного места работ.

Узел 100, показанный на фиг.1, как описано выше, демонстрирует способ, которым текучая среда 150 обработки приствольной зоны может быть подана к необходимому месту работ, с предотвращением при этом возможности преждевременного выпуска текучей среды 150. Аналогично, на фиг.4, описанной ниже, дополнительно подробно показана механика завершения подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны, конкретно, в отношении упомянутого выше блока 110 внутритрубных поршней. На фиг.3A-3C, с другой стороны, подробно показан способ, которым в гибкую насосно-компрессорную трубу и узел 100 можно первоначально залить текучую среду 150 обработки приствольной зоны. Как описано ниже, блок 110 внутритрубных поршней может также способствовать наливу текучей среды 150 обработки приствольной зоны во взаимодействии с клапаном 130 закачки, как указано выше.

Со ссылкой на фиг.3A-3C налив узла 100 и гибкой насосно-компрессорной трубы текучей средой 150 обработки приствольной зоны описывается более подробно. В отношении фиг.3A, в частности, блок 110 внутритрубных поршней показан с вытесняющей текучей средой 350 в гибкой насосно-компрессорной трубе 160, стыкующейся с внутритрубным поршнем 113 со стороны устья. Внутритрубный поршень 113 со стороны устья выполнен из обычного сжимаемого полимера или другого подходящего материала, имеющего диаметр в несжатом состоянии, немного превышающий внутренний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы 160. Поэтому, как показано, внутритрубный поршень 113 можно продавливать со скользящим, но, по существу, изолирующим соединением в гибкой насосно-компрессорной трубе 160. Кроме того, внутритрубный поршень 113 со стороны устья может быть, по существу, не пористым с каждого конца, конкретно со стороны конца, обращенного к устью, для предотвращения выпуска вытесняющей текучей среды 350 сбоку внутритрубного поршня 110 в направлении забоя скважины.

Аналогично внутритрубному поршню 113 со стороны устья, внутритрубный поршень 112 со стороны забоя может быть выполнен из обычного сжимаемого полимера или другого подходящего материала и иметь диаметр, аналогичный диаметру внутритрубного поршня 113 со стороны устья. Кроме того, можно использовать непористые концы внутритрубного поршня (конкретно конец внутритрубного поршня 112, обращенный к забою). Вместе с тем, как показано на фиг.3B и описано дополнительно ниже, такие непористые концы можно использовать для содействия предотвращению выпуска текучей среды 150 обработки приствольной зоны мимо блока 110 внутритрубных поршней в направлении к устью скважины.

В показанном варианте осуществления изобретения ведущий шар 115 может быть расположен между внутритрубными поршнями 112, 113. Когда текучую среду 150 обработки приствольной зоны заливают в гибкую насосно-компрессорную трубу 160 и узел 100 подачи, блок 110 внутритрубных поршней может быть со скольжением сдвинут к устью скважины, при этом результатом выпуска текучей среды 150 обработки приствольной зоны может являться сдвиг блока 110 внутритрубных поршней. В одном варианте осуществления изобретения ведущий шар 115 выполнен из нержавеющей стали. Вместе с тем, можно использовать другие подходящие материалы. Кроме того, как подробно показано на фиг.4 и описано ниже, ведущий шар 115 может стыковаться с седлом 120 остановки подачи после завершения подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны. В данной точке, внутритрубный поршень 112 со стороны забоя может проходить в сторону забоя от седла 120 и распадаться, при этом ведущий шар 115 служит для остановки перемещения в сторону забоя вытесняющей текучей среды 350 и внутритрубного поршня 113 со стороны устья. Таким образом, предотвращается выход вытесняющей текучей среды 350 из узла 100.

Узел 100 также оборудован клапаном 130 закачки, выполненным с возможностью обеспечения притока текучей среды 150 обработки приствольной зоны в узел 100. Таким образом, на фиг.3A, показана линия 300 текучей среды обработки приствольной зоны, которая может быть соединена с узлом 100 на конце, обращенном к забою, клапана 130 закачки. Действительно, как показано на фиг.3B, линия 300 соединена с клапаном 130 и текучая среда 150 обработки приствольной зоны, такая как цемент, прокачивается через узел 100 в гибкую насосно-компрессорную трубу 160.

Как также показано на фиг.3B, приток текучей среды 150 обработки приствольной зоны из линии 300 текучей среды не только открывает клапан 130 закачки одностороннего действия, но также приводит в движение блок 110 внутритрубных поршней. Вместе с тем, вследствие конструкции блока 110 внутритрубных поршней, как скользящего уплотнения, описанного выше, текучая среда 150 обработки приствольной зоны остается по существу не загрязненной какой-либо вытесняющей текучей средой 350 в гибкой насосно-компрессорной трубе 160 и наоборот. Таким образом, варианты применения обработки, такие как показаны на фиг.1, 2 и 4, могут проходить с уровнем надежности подачи заполнения текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Дополнительно к этому, основная часть объема гибкой насосно-компрессорной трубы 160 в основном не подвергается действию потенциально агрессивной текучей среды 150 обработки приствольной зоны, такой как цемент. Действительно, вследствие налива текучей среды 150 обработки приствольной зоны с забойного конца гибкой насосно-компрессорной трубы 160 существенно большая часть гибкой насосно-компрессорной трубы 160 вообще не подвергается воздействию текучей среды 150 обработки приствольной зоны.

На фиг.3C узел 100 показан с удаленной линией 300 текучей среды обработки приствольной зоны и клапаном 130 закачки, находящимся в закрытом положении. Вместе с тем, с учетом ограниченного расчетного давления клапана 130 закачки узел 100 также оборудован вышеупомянутым клапаном 140 регулирования противодавления. Таким образом, текучая среда 150 обработки приствольной зоны может адекватно удерживаться до предусмотренной подачи. Притом что клапан 130 закачки выполнен с возможностью обеспечения эффективного одностороннего налива в узел 100 и гибкую насосно-компрессорную трубу 160, клапан 140 регулирования противодавления можно использовать после налива для обеспечения предотвращения непредусмотренной утечки текучей среды 150 обработки приствольной зоны. В одном варианте осуществления изобретения клапан 140 регулирования противодавления настроен на открытие при давлении между около 2000 фунт/дюйм2 (140 кг/см2) и около 5000 фунт/дюйм2 (350 кг/см2). То есть в случае, если разница давления достигает уровня где-то между 2000 и 5000 фунт/дюйм2 (140 и 350 кг/см2) с внешней средой (например, в скважине 180 фиг.1, 2 и 4) и сразу выше к устью от клапана 140, клапан 140 должен начать открываться. Это находится в резком контрасте с клапаном 130 закачки одностороннего действия, который на практике должен, в общем, иметь расчетное давление менее чем около 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2).

Добавление клапана 140 регулирования противодавления, следующего за наливом узла 100, как показано на фиг.3C, означает, что оператор может выбирать расчетное давление клапана 140 на время операции. Например, как также показано на фиг.2, каждая операция обработки может иметь свой независимый набор переменных величин, таких как давление в скважине 180 и глубина подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Поэтому разница давления между скважиной 180 и внутренним объемом гибкой насосно-компрессорной трубы 160 на узле 100 может изменяться от одной операции к другой. Вместе с тем, с учетом того, что налив текучей среды 150 обработки приствольной зоны и установка клапана 140 регулирования противодавления могут происходить на площадке работ на нефтепромысле 200, оператор имеет возможность выбора на складе готового клапана 140 регулирования противодавления, наилучшим образом подходящего для ожидаемой разницы давления для индивидуальной операции.

В являющейся примером операции, упомянутой выше, расчетное давление 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) для клапана 130 закачки может служить одним из факторов вместе с давлением 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2) в скважине 180 и давлением столба текучей среды 3000 фунт/дюйм2 (210 кг/см2) на узле 100 при установке на месте работ на забое скважины для подачи. Таким образом, оператор имеет разницу давления около 1500 фунт/дюйм2 (105 кг/см2) и может выбрать клапан 140 регулирования противодавления с расчетным давлением, по меньшей мере, около 1500 фунт/дюйм2 (105 кг/см2). В одном таком варианте осуществления изобретения оператор может выбрать клапан 140 регулирования противодавления с расчетным давлением, превышающим разницу давления, по меньшей мере, на около 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2) (то есть клапан 140 регулирования противодавления с расчетным давлением 2000 фунт/дюйм2 (140 кг/см2) в описанном здесь примере).

В некоторых операциях ожидаемая разница давления может превышать расчетные давления стандартных, имеющихся в наличии клапанов регулирования противодавления. Вместе с тем, в данных условиях можно использовать соединенные последовательно несколько клапанов регулирования противодавления следующих за наливом текучих сред обработки приствольной зоны. Например, в условиях, где ожидаемая разница давления составляет около 7000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2), два клапана регулирования противодавления с расчетными давлениями 4000 фунт/дюйм2 (280 кг/см2) могут быть соединены один с другим на обращенном к забою конце клапана 130 закачки. Таким образом, после достижения места подачи давление 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2) может быть произведено с поверхности для инициирования подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны. Таким способом можно реализовать дополнительные преимущества индивидуального изготовления узла 100 на площадке работ.

На фиг.4 в продолжение изложенного показано завершение подачи текучей среды 150 обработки приствольной зоны. В показанном варианте осуществления изобретения текучая среда 150 обработки приствольной зоны является стандартным тампонажным цементом, то есть используемым для отсечки секции скважины 180, конкретно, ее перфорационных каналов 195. После завершения подачи внутритрубный поршень 112 со стороны забоя фиг.1 выдавливается за седло 120 остановки подачи и распадается. Следовательно, ведущий шар 115 встает на седло 120, поддерживая внутритрубный поршень 113 со стороны устья и рабочую текучую среду 350 над собой (см. фиг.3A). В результате давление текучей среды как на клапан 130 закачки, так и на клапан 140 регулирования противодавления прекращается, что обеспечивает возврат клапанов 130, 140 в закрытое положение. Кроме того, остановка прохождения потока текучей среды может быть обнаружена на поверхности в форме мгновенного пика давления при продолжающейся закачке вытесняющей текучей среды 350 в гибкую насосно-компрессорную трубу 160. Когда это происходит, оператор получает предупреждение, что подача текучей среды 150 обработки приствольной зоны завершена и закачка вытесняющей текучей среды 350 может быть остановлена.

На фиг.5 показана блок-схема последовательности операций, обобщающая варианты осуществления изобретения в использовании узла для управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны скважины. Как указано в блоке 515, клапан закачки, выполненный для одностороннего притока текучей среды при ограниченном давлении, открывается. Действительно, открытие клапана закачки может совмещаться с наливом в корпус узла текучих сред обработки приствольной зоны, как указано в блоке 530. Притом что клапан закачки выполнен для одностороннего притока при ограниченном давлении налива, клапан регулирования противодавления соединяется с клапаном закачки, как указано в блоке 545. При таком способе последующее воздействие гораздо более высокого давления текучей среды не должно приводить к выпуску текучих сред обработки приствольной зоны из узла. Кроме того, если это удобно пользователю, можно использовать клапаны регулирования противодавления со стандартным расчетным давлением, имеющиеся на складе. В случае, если это необходимо для предотвращения преждевременного выпуска текучих сред обработки приствольной зоны, особенно в скважинах с низким давлением на забое, можно использовать несколько последовательно соединенных таких клапанов регулирования противодавления (см. блок 560).

Узел может затем быть развернут на гибкой насосно-компрессорной трубе или другом имеющемся трубном механизме подачи. После развертывания, показанного в блоке 575, давление, достаточное для преодоления сопротивления клапана (клапанов) регулирования противодавления, может быть создано в узле посредством наземного оборудования на нефтепромысле. При этом текучая среда обработки приствольной зоны может быть подана на нужное место на забое скважины, как указано в блоке 590, по существу с предотвращением преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны. На фиг.4 дополнительно показано, что текучая среда 150 обработки приствольной зоны в виде цемента может быть подана согласно таким методикам для отсечки скважины 180 и перфорационных каналов 195. Кроме того, в одном варианте осуществления изобретения можно использовать последующее разбуривание поданного цемента для обеспечения доступа к местам работ в скважине 180 под перфорационными каналами 195, оставив сами перфорационные каналы 195 закупоренными.

Описанные выше варианты осуществления изобретения включают в себя узлы и методики, по существу, исключающие возможность преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны в скважине. Это обеспечивается несмотря на увеличенные глубины скважин и мест обработки с приложением увеличенного давления на узлы подачи, особенно в случае скважин с низким давлением на забое. Дополнительно к этому, данные узла и методики предотвращают налив в трубный инструмент текучих сред обработки приствольной зоны с конца на поверхности на нефтепромысле, при котором требуется прохождение текучими средами нескольких тысяч футов в трубном инструменте для достижения места подачи на забое. Таким образом, целостность текучих сред обработки приствольной зоны, а также трубного инструмента остаются, по существу, не подвергающимися риску. Дополнительно к этому, оператор не получает дополнительного риска или затрат времени при использовании варианта осуществления компоновок подачи и методик, подробно описанных в данном документе. Фактически, оператору обеспечено удобство работы, ранее отсутствовавшее, в условиях обеспечения индивидуальной подготовки на площадке работ компоновок подачи, подлежащей использованию.

Приведенное выше описание представлено для предпочтительных в настоящее время вариантов осуществления изобретения. Специалистам в области техники и технологии, к которым относятся данные варианты осуществления изобретения, должно быть ясно, что замены и изменения в описываемых структурах и способах работ можно осуществлять без существенного отхода от принципов и объема данных вариантов осуществления изобретения. Например, варианты осуществления изобретения, показанные в данном документе, раскрывают конкретные варианты применения гибкой насосно-компрессорной трубы для цементирования. Вместе с тем, другие типы вариантов применения для текучих сред обработки приствольной зоны могут использовать варианты осуществления изобретения и методики, подробно описанные в данном документе. Трубные инструменты, иные чем гибкая насосно-компрессорная труба, можно использовать для подачи текучих сред обработки приствольной зоны. Дополнительно к этому, приведенное выше описание следует читать, как относящееся не только точно к структурам, описанным и показанным на прилагаемых чертежах, но соответствующим и поддерживающим следующую формулу изобретения, которая дает наиболее полный и правильный объем.

1. Узел управления подачей текучей среды обработки приствольной зоны к месту работ в скважине, содержащий:
трубчатый корпус для размещения текучей среды обработки приствольной зоны, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу;
клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для управления размещением; и
клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки, для управления.

2. Узел по п.1 в котором управление содержит направление заполнения упомянутого трубчатого корпуса текучей средой обработки приствольной зоны.

3. Узел по п.1, в котором упомянутый клапан регулирования противодавления является первым клапаном регулирования противодавления, узел дополнительно содержит второй клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою упомянутого первого клапана регулирования противодавления для увеличения возможностей управления.

4. Узел по п.1, в котором упомянутый клапан закачки имеет расчетное давление менее чем около 1000 фунт/дюйм2 (70 кг/см2).

5. Узел по п.1 в котором упомянутый клапан регулирования противодавления имеет расчетное давление между около 2000 фунт/дюйм2 (140 кг/см2) и около 5000 фунт/ дюйм2 (350 кг/см2).

6. Узел по п.1, который выполнен с возможностью его загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою.

7. Узел подачи текучей среды обработки приствольной зоны к проектному месту обработки в скважине, содержащий:
трубчатый корпус для размещения вытесняющей текучей среды и текучей среды обработки приствольной зоны как столба текучей среды увеличения давления, причем трубчатый корпус представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу;
клапан закачки, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого трубчатого корпуса для направления в него текучей среды обработки приствольной зоны столба, ближе к забою от вытесняющей текучей среды;
и клапан регулирования противодавления, соединенный с концом, обращенным к забою, упомянутого клапана закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны при увеличенном давлении перед подачей на проектное место работ, причем клапан противодавления выполнен с возможностью исключения преждевременного выпуска текучей среды обработки приствольной зоны из узла, при этом узел выполнен с возможностью загрузки текучей средой обработки приствольной зоны с его конца, обращенного к забою.

8. Узел по п.7 дополнительно содержащий блок внутритрубных поршней, расположенный в упомянутом трубчатом корпусе, для изоляции текучей среды обработки приствольной зоны от вытесняющей текучей среды.

9. Узел по п.8, в котором упомянутый блок внутритрубных поршней содержит:
внутритрубный поршень со стороны устья, создающий герметичный стык с вытесняющей текучей средой;
внутритрубный поршень со стороны забоя, создающий герметичный стык с текучей средой обработки приствольной зоны; и
ведущий шар, расположенный между упомянутыми внутритрубными поршнями.

10. Узел по п.9, дополнительно содержащий седло остановки подачи, расположенное в упомянутом трубчатом корпусе со стороны забоя от упомянутого клапана закачки, для создания стыка с упомянутым шаром для прекращения подачи.

11. Система обработки скважины, содержащая:
узел, имеющий клапан закачки одностороннего действия при заполнении, соединенный с клапаном регулирования противодавления, выполненным для удержания упомянутого узла для подачи текучей среды на место обработки в скважине; и
оборудование гибкой насосно-компрессорной трубы, соединенное с упомянутым узлом, для установки ее на место работы в скважине, причем упомянутое оборудование включает в себя гибкую насосно-компрессорную трубу для размещения в ней текучей среды обработки приствольной зоны до установки и подачи, при этом текучая среда обработки приствольной зоны наполняется из конца узла, обращенного к забою таким образом, что большая часть внутри гибкой насосно-компрессорной трубы не вступает в контакт с текучей средой обработки приствольной зоны.

12. Система по п.11, в которой место работы в скважине находится на глубине, превышающей около 15000 футов (4575 м).

13. Система по п.11, в которой текучая среда обработки приствольной зоны является цементом.

14. Система по п.13, в которой место обработки задает пакер, установленный примыкающим к ней со стороны забоя скважины.

15. Система по п.13, в которой подача закупоривает перфорационный канал на месте работ в скважине.

16. Способ подачи текучей среды обработки приствольной зоны на место работ в скважине, согласно которому
открывают клапан закачки трубчатого узла для налива в узел текучей среды обработки приствольной зоны, причем трубчатый узел содержит гибкую насосно-компрессорную трубу;
соединяют клапан регулирования противодавления с клапаном закачки для удержания текучей среды обработки приствольной зоны в узле до подачи;
используют узел на место работ в скважине;
с помощью узла прикладывают к текучей среде давление, достаточное для преодоления клапана регулирования противодавления, и осуществляют подачу; и
прекращают приложение давление в ответ на пик давления текучей среды внутри трубчатого узла.

17. Способ по п.16, согласно которому клапан регулирования противодавления является первым клапаном регулирования противодавления, и при соединении дополнительно скрепляют второй клапан регулирования противодавления с упомянутым первым клапаном регулирования противодавления для индивидуального управления удержанием на площадке работ.

18. Способ по п.16, согласно которому текучая среда обработки приствольной зоны является цементом для закупоривания участка скважины.

19. Способ по п.18, согласно которому участок включает в себя одно из следующего: перфорационный канал в стенке скважины и горизонт скважины в сторону забоя от места работ.

20. Способ по п.19, согласно которому участок включает в себя перфорационный канал, при этом дополнительно разбуривают цемент следом за подачей для обеспечения доступа к горизонту.

21. Способ по п.16, согласно которому текучую среду обработки приствольной зоны загружают с конца трубчатого узла, обращенного к забою.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Группа изобретений относится к системе и способу, используемому для генерирования и применения материала для борьбы с поглощением из обломков горных пород при выполнении операций внутри прохода сквозь подземные пласты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода. Тампонажный облегченный серосодержащий раствор включает: 9,60-36,30 мас.% портландцемента, 12,09-28,88 мас.% высоководопотребного тонкомолотого вяжущего с удельной поверхностью 20000-25000 см2/г «Микродур», 9,60-12,09 мас.% дисперсной серы фракцией до 20 мк, 39,40-51,80 мас.% воды, 0,01-0,05 мас.% нитрилотриметиленфосфоновой кислоты (НТФ), 0,07-0,11 мас.% суперпластификатора С-3. Техническим результатом является повышение эффективности разобщения водоносных и нефтеносных пластов, изоляции высокопроницаемых пластов с интенсивными (катастрофическими) поглощениями бурового раствора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl2, 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl2, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl2·6Н2O (плотностью 1,32 г/см3), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al2(SO4)3·18H2O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает смешение жидкого стекла с регулятором гелеобразования и закачку в скважину. Предварительно готовят 0,03-0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177, добавляют его в жидкое стекло и перемешивают до получения однородной смеси. Затем последовательно закачивают полученную смесь и регулятор гелеобразования, разделяя их буфером из пресной воды, при следующем соотношении реагентов, 20-50% об. жидкого стекла, 10-15% об. раствора полиакриламида DP9-8177, 40-65% об. регулятора гелеобразования. В качестве регулятора гелеобразования используют 10-20%-ный раствор кальция хлористого технического или 10-20%-ный раствор POLYPACS-30LF (полиалюминия хлорид). Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет ограничения водопритока в скважину полимерной массой с более высокой изолирующей способностью и продолжительности эффекта. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к устройствам для установки цементного моста в скважине. Техническим результатом является создание надежной конструкции устройства для изоляции зоны осложнения при бурении скважины, повышение качества устанавливаемого цементного моста и снижение материальных затрат. Устройство для установки цементного моста в скважине содержит полый цилиндрический патрубок и нижнюю разделительную пробку с проходным каналом, оснащенную сверху посадочным местом под верхнюю разделительную пробку. Полый цилиндрический патрубок, имеющий длину больше зоны поглощения, соединен сверху с колонной труб и оснащен снизу башмаком. Снаружи цилиндрический патрубок имеет несколько конусообразных эластичных манжет, нижний конец которых жестко зафиксирован, а верхний раструб прижат к цилиндрическому патрубку при помощи срезных изнутри штифтов. Срезные штифты вставлены в боковые отверстия, которые размещены рядами по периметру цилиндрического патрубка. Пространство между манжетой и патрубком заполнено наполнителем тампонажного раствора или химическими реагентами для улучшения качества цементного моста. Нижняя разделительная пробка после посадки в посадочное седло верхней разделительной пробки перемещается вниз, срезая срезные штифты и освобождая от них боковые отверстия, что приводит к расправлению раструбов манжет. Нижняя разделительная пробка снаружи оснащена кромкой, изготовленной из более твердого материала, чем материал патрубка, и выполненной с возможностью взаимодействия с патрубком и перемещения только вниз. Диаметры боковых отверстий выполнены с возможностью осуществления фильтратоотдачи жидкости из цемента после фиксации разделительных пробок в нижнем положении и прекращения закачки жидкости в колонну труб. 3 ил.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт. По геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины. В зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав. Для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны. Закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.
Наверх