Устройство для предпусковой очистки скважины



Устройство для предпусковой очистки скважины
Устройство для предпусковой очистки скважины
Устройство для предпусковой очистки скважины

 


Владельцы патента RU 2531149:

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

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 относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости.

Известно устройство для очистки и промывки скважины (патент RU №2278952 МПК E21B 37/00, опубл. 27.06.2006 г.), содержащее корпус с радиальными окнами и расположенным выше пакером, полый шток с перфорированными отверстиями, установленный в корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз, причем перфорированные отверстия изолированы в исходном положении, хвостовик, связанный с корпусом и выполненный с возможностью взаимодействия с забоем скважины, при этом полый шток связан с колонной труб, а пакер выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты с возможностью пропускания жидкости снизу вверх, при этом корпус снабжен по верхней кромке выступами, а на внутренней поверхности -цилиндрическим выступом, расположенным ниже радиальных окон, и зафиксирован относительно полого штока срезными элементами, причем перфорированные отверстия полого штока выполнены в виде двух рядов верхних и нижних перфорированных отверстий, при этом нижние перфорированные отверстия полого штока в исходном положении перекрыты цилиндрическим выступом, а верхние - втулкой, зафиксированной сверху относительно полого штока резьбой и оснащенной по нижней кромке впадинами, взаимодействующими с выступами корпуса при открытии нижних перфорированных отверстий, при этом полый шток снаружи между нижними и верхними перфорированными отверстиями выше корпуса оснащен уплотнительным элементом, изолирующим внутреннюю полость корпуса при открытии нижних перфорированных отверстий.

Недостатками данного устройства являются:

- сложность конструкции устройства, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- раздельные предпусковая очистка призабойной зоны пласта и очистка забоя скважины от шлама, песка и грязи для последующего ввода скважины в эксплуатацию, что требует больших затрат времени на запуск скважины в эксплуатацию.

Также известен газлифтный клапанный узел для скважины (патент RU №2419715 МПК E21B 34/06, опубл. 27.05.2011 г.), содержащий газлифтный клапан, имеющий запорный клапанный элемент, расположенный между кольцевым пространством и каналом насосно-компрессорной трубы, и изолирующий элемент, расположенный на впускной стороне запорного клапанного элемента и приспособленный спускаться в скважину в первом положении и в ответ на величину давления текучей среды, превышающую пороговую величину, переходить во второе положение.

Недостатком данного устройства является то, что оно предназначено для газлифта и используется для подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, подаваемого в скважину под избыточным давлением, и не предназначено для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости, содержащей шлам, песок и грязь, заполняемой в том числе для глушения скважины.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для очистки и эксплуатации скважины (патент RU №2471966, МПК E21B 37/00, опубл. 10.01.13 г.), содержащее электроцентробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, и газлифтный клапанный узел, при этом газлифтный клапанный узел содержит пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнены аэраторы, сообщающие канал насосно-компрессорной трубы с кольцевым пространством ствола скважины, перекрываемые полым запорным клапаном, перемещаемым вдоль колонны насосно-компрессорных труб посредством каната, управляемого из устья скважины, при этом наружная поверхность запорного клапана и посадочная поверхность пусковой муфты, по меньшей мере, на длине поперечного сечения аэраторов выполнены коническими с соответствующими друг другу углами.

Недостатком данного устройства являются:

- низкая эффективность устройства в работе, посадка полого запорного клапана на пусковую муфту не контролируется, поэтому возможны утечками скважинной жидкости через аэратор пусковой муфты в процессе работы электроцентробежного насоса вследствие натяжения каната и перемещения запорного органа;

- низкая надежность в работе, что обусловлено возможной негерметичной посадкой полого запорного клапана на пусковую муфту, так как полый запорный орган не имеет груза, чтобы создать вес при посадке на пусковую муфту, а также фиксации относительно пусковой муфты;

- дополнительные затраты на изготовление устьевого герметизатора для герметизации каната на устье скважины.

Технической задачей предложения является повышение надежности и эффективности работы устройства за счет возможности контроля за процессом предпусковой очистки скважины и гарантированного герметичного отсечения аэратора пусковой муфты после очистки скважины, а также сокращение дополнительных затрат за счет исключения изготовления устьевого герметизатора каната.

Поставленная задача решается устройством для предпусковой очистки скважины, содержащим электро-центробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнен аэратор, имеющий возможность сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины.

Новым является то, что полый запорный клапан выполнен в виде сбивного пальца, установленного в аэратор пусковой муфты с возможностью разрушения под действием веса груза, сбрасываемого в колонну насосно-компрессорных труб с устья скважины, и сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, при этом пусковая муфта выше аэратора оснащена внутренней кольцевой канавкой, в которой установлено стопорное кольцо, а снизу в пусковой муфте выполнена внутренняя кольцевая выборка, причем в пусковой муфте выше аэратора срезным элементом зафиксирована полая втулка, снабженная сверху посадочным седлом, при этом полая втулка имеет возможность разрушения срезного элемента и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку под действием избыточного давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб после сбрасывания в нее запорного органа и его размещения на посадочном седле полой втулки, с фиксацией полой втулки стопорным кольцом за ее верхний торец и герметичным перекрытием изнутри полой втулкой аэратора пусковой муфты, причем запорный орган выполнен в виде полушара с жестко закрепленным к нему сверху штоком, оснащенным центратором, при этом верхний конец штока снабжен ловильной головой под ловильный инструмент, спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб на канате, управляемом с устья скважины, для извлечения запорного органа.

На фиг.1, 2 и 3 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.

Устройство для очистки и эксплуатации скважины 1 содержит электроцентробежный насос 2 (см. фиг.1), подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб 3, образующей со стволом скважины 1 кольцевое пространство 4, а также пусковую муфту 5, соединяющую электроцентробежный насос 2 с колонной насосно-компрессорных труб 3.

В стенке пусковой муфты 5 выполнен аэратор 6, имеющий возможность сообщения канала 7 насосно-компрессорных труб 3 с кольцевым пространством 4 ствола скважины 1.

Полый запорный клапан выполнен в виде сбивного пальца 8, установленного в аэратор 6 пусковой муфты 5 с возможностью разрушения под действием веса груза (на фиг.1, 2, 3 не показано), сбрасываемого в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) с устья скважины 1. Например, в пусковой муфте 5 (см. фиг.1) выполнен аэратор (отверстия) 6 диаметром 25 мм, в которое установлен, например, ввернут на резьбе сбивной палец 8. В качестве груза, например, используют отрезок насосной штанги диной 1 м и диаметром 25 мм.

Пусковая муфта 5 выше аэратора 6 оснащена внутренней кольцевой канавкой 9, в которой установлено стопорное кольцо 10. Снизу в пусковой муфте 5 выполнена внутренняя кольцевая выборка 11, причем в пусковой муфте 5 выше аэратора 6 срезным элементом 12 зафиксирована полая втулка 13, снабженная сверху посадочным седлом 14.

Полая втулка 13 имеет возможность разрушения срезного элемента 12 и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 11 под действием избыточного давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб 3 после сбрасывания в нее запорного органа 15 (см. фиг.3) и его размещения на посадочном седле 14 (см. фиг.2) полой втулки 13, с фиксацией полой втулки 13 стопорным кольцом 10 за ее верхний торец и герметичным перекрытием посредством уплотнительных колец 16 полой втулкой 13 аэратора 6 пусковой муфты 5.

Запорный орган 15 выполнен в виде полушара 17 (см. фиг.3) с жестко закрепленным к нему сверху штоком 18, оснащенным центратором 19.

Верхний конец штока 18 снабжен ловильной головой 20 под ловильный инструмент (на фиг.1, 2, 3 не показано), спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) на канате (на фиг.1, 2, 3 не показано) управляемого с устья скважины для извлечения запорного органа 15.

Устройство для предпусковой очистки скважины работает следующим образом.

Электроцентробежный насос 2 (см. фиг.1) с колонной насосно-компрессорных труб 3, соединенные пусковой муфтой 5 с аэратором 6 в который установлен сбивной клапан 8 спускают в скважину 1, заполненную тяжелой скважинной жидкостью, включающей в себя шлам, песок и грязь, на глубину скважинного затвора (условно не показан), образуя между собой кольцевое пространство 4 с тяжелой скважинной жидкостью.

С устья скважины 1 в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) сбрасывают груз (отрезок насосной штанги диной 1 м и диаметром 25 мм), который достигнув пусковой муфты 5 разрушает сбивной клапан 8, который падает на сетку (на фиг.1, 2, 3 не показано) установленную в пусковой муфте 5 (см. фиг.2) ниже внутренней кольцевой выборки 11, но выше электроцентробежного насоса 2. В результате происходит сообщение канала 7 насосно-компрессорных труб 3 посредством аэратора 6 пусковой муфты 5 с кольцевым пространством 4 ствола скважины 1.

Затем с устья скважины 1 в колонну насосно-компрессорных труб 3 компрессором подают инертный газ под избыточным давлением.

В качестве инертного газа применяют, например, аргон, который по каналу 7 колонны насосно-компрессорных труб 3 через аэратор 6 пусковой муфты 5 попадает в кольцевое пространство 4 скважины 1, барботирует в ней тяжелую скважинную жидкость, образуя в кольцевом пространстве 4 посредством аэрации инертным газом газожидкостную взвешенную смесь с удельным весом, значительно меньшим удельного веса тяжелой скважинной жидкости.

Далее герметизируют устье скважины 1 и включают в работу электроцентробежный насос 2, который откачивает газожидкостную взвешенную смесь из кольцевого пространства 4 скважины 1 через аэратор 6 пусковой муфты 5 и канал 7 (см. фиг.1) по колонне насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) скважины на поверхность до появления нефти.

Так обеспечивается предпусковая очистка скважины от тяжелой скважинной жидкости, содержащей шлам, песок и грязь, заполняемой в том числе, для глушения скважины, и последующий ввод скважины в эксплуатацию за один спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, при этом весь процесс предпусковой очистки скважины контролируется с устья скважины.

После этого сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб 3 запорный орган который, достигнув пусковой муфты 5, садится на посадочное седло 14 полой втулки 13.

Центратор 19 исключает осевое отклонение запорного элемента 15 в колонне насосно-компрессорных труб 3 и обеспечивает посадку полушара 17 запорного органа 15 на посадочное седло 14 полой втулки 13 пусковой муфты 5.

На устье скважины 1 обвязывают верхний конец колонны насосно-компрессорных труб 3 с насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3 не показано), посредством которого в колонне насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) заполняют колонну насосно-компрессорных труб 3 технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1100 кг/м3 и создают в ней избыточное давление, например 5,0 МПа.

Под действием избыточного давления на запорный орган 15 полая втулка 13 разрушает срезной элемент 12 (см. фиг.2 и 3) и перемещается вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 11, при этом стопорное кольцо 10, выполненное пружинным разрезным, сначала расширяется в кольцевой канавке 9, пропуская полую втулку 13 вниз, а затем, сжимаясь, стопорное кольцо 10 фиксирует полую втулку 13 за ее верхний торец. В результате полая втулка 13 изнутри герметично перекрывает аэратор 6 пусковой муфты 5, т.е. гарантированно герметично посредством уплотнительных колец 16 отсекает аэратор 6 пусковой муфты 5 от канала 7 колонны насосно-компрессорных труб 3 и кольцевого пространства 4 скважины после ее очистки.

Далее в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) спускают канат 7, оснащенный снизу ловильным инструментом, управляемый с устья скважины 1, например, с помощью геофизической лебедки (на фиг.1, 2, 3 не показано). В качестве ловильного инструмента применяют известное стандартное оборудование, например наружную труболовку, и производят захват запорного органа 15 (см. фиг.3) под ловильную головку 20. После захвата ловильным инструментом запорного органа 15 под ловильную головку 20 производят натяжение каната вверх, например, на усилие 104 Н и отрывают запорный орган 15 с посадочного седла 14 полой втулки 13. После чего извлекают канат с ловильным инструментом и запорным органом 15 из колонны насосно-компрессорных труб 3 из скважины 1. В процессе проведения работ с применением предлагаемого устройства последовательность выполняемых работ контролируется с устья скважины 1.

Включают электроцентробежный насос 2 и запускают скважину 1 в работу.

Предлагаемое устройство для предпусковой очистки скважины позволяет повысить надежность и эффективность работы устройства за счет возможности контроля за процессом предпусковой очистки скважины и гарантированным герметичным отсечением аэратора пусковой муфты после очистки скважины, а также устройство позволяет избежать затрат на изготовления устьевого герметизатора каната.

Устройство для предпусковой очистки скважины, содержащее электроцентробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнен аэратор, имеющий возможность сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины, отличающееся тем, что полый запорный клапан выполнен в виде сбивного пальца, установленного в аэратор пусковой муфты с возможностью разрушения под действием веса груза, сбрасываемого в колонну насосно-компрессорных труб с устья скважины, и сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, при этом пусковая муфта выше аэратора оснащена внутренней кольцевой канавкой, в которой установлено стопорное кольцо, а снизу в пусковой муфте выполнена внутренняя кольцевая выборка, причем в пусковой муфте выше аэратора срезным элементом зафиксирована полая втулка, снабженная сверху посадочным седлом, при этом полая втулка имеет возможность разрушения срезного элемента и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку под действием избыточного давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб после сбрасывания в нее запорного органа и его размещения на посадочном седле полой втулки, с фиксацией полой втулки стопорным кольцом за ее верхний торец и герметичным перекрытием изнутри полой втулкой аэратора пусковой муфты, причем запорный орган выполнен в виде полушара с жестко закрепленным к нему сверху штоком, оснащенным центратором, при этом верхний конец штока снабжен ловильной головой под ловильный инструмент, спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб на канате, управляемом с устья скважины для извлечения запорного органа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для восстановления проницаемости и пропускной способности перфорационных каналов в обсадной колонне.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

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.

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.

Изобретение относится к области капитального ремонта скважин и может быть использовано для бурения в шламовом осадке, очистки каверны и установки цементного моста.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применена для очистки каналов перфорации и обработки призабойной зоны пласта. Способ включает спуск в скважину расположенного на наружной поверхности насосно-компрессорной трубы (НКТ) рабочего элемента с каналом или каналами на его поверхности, перемещение вверх-вниз НКТ с перетеканием рабочей среды, заполняющей ствол скважины, через канал или каналы рабочего элемента. Переток рабочей среды из межтрубного пространства ниже рабочего элемента в межтрубное пространство выше рабочего элемента осуществляют через перепускной канал внутри НКТ, минуя канал или каналы на поверхности рабочего элемента при ходе вниз. Удаляют разрушенный кольматант притекающей из пласта жидкостью с подливом рабочей среды в НКТ с поверхности без ее прокачки с поверхности через обрабатываемую зону. Повышается эффективность очистки без ограничения одновременно обрабатываемой толщины интервала перфорации. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при подземном, капитальном ремонте и освоении скважин с применением колтюбинговых установок. На нижнем конце гибкой трубы устанавливается гидроударник и спускается в скважину к месту расположения песчано-глинистой пробки. На устье скважины располагается колтюбинговая установка. В осевом канале гибкой трубы формируется пачка пенообразующей жидкости (ПОЖ) расчетной длины. Механическое воздействие на поверхность песчаной пробки осуществляют гидроударником в момент его осевого перемещения и прокачки через него пачек ПОЖ с последующей генерацией пены в межтрубном пространстве в каждой пачке путем барботирования через нее пачки газа, подаваемого из осевого канала гибкой трубы через ударник. Освоение скважины после удаления пробки осуществляют путем непрерывной подачи газа в осевой канал гибкой колонны труб и вызовом притока при снижении давления ниже пластового. Повышается эффективность удаления песчано-глинистой пробки и освоения скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин и очистки призабойной зоны пласта. Устройство включает жестко закрепленный на насосно-компрессорной трубе (НКТ) ствол, имеющий вид стакана с отверстиями в его стенке, корпус-участок перфорированной обсадной колонны, причем имеется возможность перемещения вверх-вниз НКТ с закрепленными на ней рабочими элементами устройства вдоль корпуса устройства. Ствол оснащен снаружи двумя противоположно направленными верхним и нижним неподвижными рабочими элементами, состоящими из неподвижных относительно ствола корпуса завихрителя, завихрителя и направляющего конуса завихрителя, образующих кольцевую щель. Внутренние полости рабочих элементов совмещены с отверстиями в стенке ствола. Дополнительно ствол оснащен внутри перепускным каналом направленного перетока рабочей среды, сообщающим межтрубное пространство под нижним рабочим элементом с межтрубным пространством над верхним рабочим элементом. На нижнем торце ствола жестко закреплен эластичный обтюратор. Повышается надежность, эффективность и качество очистки призабойной зоны пласта, обеспечивается свабирующий эффект. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к консервации промысловых нефтепроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород. В трубопровод закачивают товарную нефть, предварительно обработанную нейтрализатором сероводорода до полной нейтрализации последнего. Замену транспортируемой продукции в трубопроводе проводят проталкиванием консервационной жидкостью двух эластичных разделителей, между которыми размещен концентрированный раствор нейтрализатора. Заменяемую жидкость вытесняют в накопительную емкость под уровень раствора нейтрализатора сероводорода, например нейтрализатора Дарсан-Н. Способ обладает экологической чистотой, обеспечивает безопасность персонала при консервации и расконсервации трубопровода, не затрудняет утилизацию продуктов нейтрализации. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам для проведения ремонтных работ в скважинах. Устройство содержит корпус, соединительный патрубок, седло с продольными пазами и дроссельным каналом, толкатель с перфорированной клеткой с седлом и шаровым клапаном внутри, кольцевой поршень с полым штоком, гайку. Между полым штоком и стаканом сформирована кольцевая камера, гидравлически связанная циркуляционным отверстием с кольцевым каналом между стаканом и корпусом, и, через дроссельный канал в теле седла, с осевым каналом удлинителя. Кольцевой поршень жестко связан с толкателем, снабженным переходной муфтой с перфорированной клеткой внутри, установленной свободно с возможностью взаимодействия торцовым клапаном на внешней стороне с опорной поверхностью в соединительном патрубке, жестко связанным с корпусом через удлинитель. Гайка связана со стаканом и образует подвижное соединение с полым штоком. Шток жестко связан с кольцевым поршнем. Площадь кольцевого поршня со стороны кольцевой камеры принята меньшей, чем площадь кольцевого поршня при его посадке на седло. Упрощается конструкция, повышается эффективность разрушения песчаной пробки. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает закачку в затрубное пространство скважины эмульгатора из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды, выпуск газа из затрубного пространства в атмосферу. После образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается эффективность очистки скважины. 3 пр.
Наверх