Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины


 


Владельцы патента RU 2537430:

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

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 быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин, ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта (Аллахвердиев Р.А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - №3. - 1985. -С.10-12) путем спуска колонны труб в скважину, создания депрессии нагнетанием воздуха в межтрубное пространство и последующим продавлением его жидкостью, разрежением давления в межтрубном пространстве.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта (ПЗП), связанная с тем, что при быстрой разрядке давления в межтрубном пространстве происходит бурное выделение газа из нефтяного пласта, что приводит к закупориванию пор пород ПЗП;

- во-вторых, в процессе очистки скважины происходит резкое падение давления в колонне труб и ПЗП и выброс воздуха и жидкости из колонны труб, в результате чего возможно возникновение аварийной ситуации;

- в-третьих, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.

Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2306405, МПК E21B 37/00, опуб. 20.09.2007 г.), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины, причем излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины осуществляют в объеме, не превышающем суммы объема спущенных в низкоприемистую нагнетательную скважину насосно-компрессорных труб и объема скважины, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и кровлей перфорированного пласта, после чего излив производят в емкость в приустьевой зоне низкоприемистой нагнетательной скважины для утилизации.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива;

- во-вторых, трудоемкость и металлоемкость реализации, так как необходимо разделить нагнетательные скважины на группы низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин и обвязать их в гидродинамической системе;

- в-третьих, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию эксплуатационной колонны и разрушению скважины;

- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП;

- в-пятых, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет).

Наиболее близким по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2332557, МПК E21B 37/00, опубл. 27.08.2008 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку воды по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, при этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа, при этом излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.

Недостатки данного способа

- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема закачки.

- во-вторых, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию колонны и разрушению скважины;

- в-третьих, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет);

- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности очистки ПЗП, исключение возникновения гидравлического удара в скважине с возможностью контроля объема закачиваемого в пласт реагента и предварительной очисткой ПЗП.

Поставленная задача решается способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающим спуск колонны труб в скважину, нагнетание жидкости по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками и излив жидкости в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины,

Новым является то, что 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 скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх, затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива, по окончанию 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 с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.

На фигуре схематично изображен предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Для очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) 1 (см. фигуру) на устье нагнетательной скважины 2 колонну труб 3, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, снизу оборудуют фильтром 4 с заглушкой 5. Выше фильтра 4 в состав колонны труб 3 устанавливают механический пакер 6, над которым размещают сбивной клапан 7. Спускают колонну труб 3 в скважину так, чтобы пакер 6 находился над пластом 1, например на H=5 метров выше пласта 1, при этом фильтр 4 должен находиться ниже интервала перфорации 8 пласта 1, например, на h=2 метра.

В качестве механического пакера 6 применяют пакер любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой марки ПРО-ЯМ2 производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Выполняют обратную промывку скважины с применением водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), например, в двойном объеме скважины, равном 22,5 м3·2=45 м3 пресной водой плотностью 1000 кг/м3 на форсированном режиме с максимальным расходом насосного агрегата, например, равным 20-25 л/с. В качестве водного раствора ПАВ, например, используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением ПАВ МЛ-80Б в объеме 0,3% от объема закачиваемой жидкости. ПАВ МЛ-80Б выпускают по ТУ 2481-007-48482528-99.

Закачку водного раствора ПАВ в межтрубное пространство 8' (см. фигуру) скважины 2 производят с применением насосного агрегата, например ЦА-320 с циркуляцией жидкости по колонне труб 3 в желобную емкость (на фигуре не показано).

Промывка водным раствором ПАВ на форсированном режиме является предварительной стадией очистки ПЗП и позволяет очистить интервалы перфорации 8 в призабойной зоне пласта 1 (см. фигуру), а при наличии солей в призабойной зоне произвести вымывания их кристаллов.

Далее производят посадку пакера 6, а на устье скважины 2 устанавливают колонную головку 9, оснащенную, например, пятью штуцерами 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ с соответствующими вентилями 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.

Проходные диаметры d1, d2, d3, d4, d5. соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ увеличиваются снизу-вверх. Проходные диаметры d1, d2, d3, d4, d5 соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ подбирают опытным путем. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости при ее изливе, тем выше буферное давление в скважины и тем меньше расход жидкости при изливе.

Например: d1=6 мм, d2,=8 мм, d3,=10 мм, d4,=12 мм, d5=14 мм.

Наличие штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ позволяет избежать гидравлического удара в скважине, а также исключить смятие эксплуатационной колонны и разрушение скважины.

Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование. Так как колонная головка оснащена пятью штуцерами, то производят пять циклов гидросвабирования с периодической закачкой растворителя парафинов в пласт 1 по колонне труб 3 со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки растворителя парафинов нефтяного (РПН) в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и с изливом закачанного в пласт (РПН) по колонне труб через штуцер с уменьшением проходного сечения с каждым циклом.

Использование механического пакера 6 позволяет повысить избыточное давление, создаваемое в скважине 2 до достижения давление гидроразрыва пласта 1, так как пакер 6 предохраняет эксплуатационную колонну скважины от воздействия высоких избыточных давлений в процессе реализации способа.

Например, давление гидроразрыва пласта составляет 30 МПа. Для того чтобы не допустить гидроразрыва пласта производят закачку РПН со ступенчатым увеличением давления закачки в каждом цикле, например, при давлениях: 17,0 МПа, 19,0 МПа, 21,0 МПА, 23,0 МПа, 25,0 МПа. В качестве РПН применяют любой известный растворитель, например растворитель Нефрас- А-130/150 по ГОСТ 26377-84.

Применение растворителя парафинов нефтяного повышает эффективность очистки пор пласта в ПЗП по сравнению с прототипом, в котором используют водогазовую смесь.

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата (на фигуре не показано), например ЦА-320, к задвижке 13 (см. фигуру). Закрывают задвижку 12, сообщающуюся с межтрубным пространством 8′, а также закрывают вентили 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.

Осуществляют первый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления равного 17,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например, 5 м3.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′ и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′, штуцер 10′ диметром 6 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют второй цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 19,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 7 м3.

После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11" и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′, штуцер 10′′ диметром 8 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют третий цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 21,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 10 м3.

После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11′′′ и изливают из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′, штуцер 10′′′ диметром 10 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют четвертый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 23,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 12 м3.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают из пласта 1 закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 12 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Осуществляют пятый цикл.

Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 25,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 14 м3.

После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают жидкость из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 14 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.

Увеличение объема закачанной жидкости (РПН) с каждым последующим циклом позволяет контролировать распространение обрабатываемой (очищенной) ПЗП.

В процессе гидросвабирования знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны "репрессия-депрессия", разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а скорости излива, регулируемые с помощью подбора проходных диаметров d1, d2, d3, d4, d5, соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ опытным путем способствуют выносу загрязнений в ствол скважины.

По окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан 7, например сбрасывают в колонну труб 3 с устья скважины 2 отрезок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м и сообщают межтрубное пространство 8' выше пакера 6 с колонной труб 3 через отверстие разрушенного сбивного клапана 7.

Производят свабирование жидкости из межтрубного пространства 8' скважины 2 по колонне труб 3 с помощью сваба с привлечением геофизического подъемника ПКС-5.

Снижение уровня жидкости в межколонном пространстве 8′ производят до достижения интервала посадки механического пакера 6.

Далее производят распакеровку механического пакера 6 и извлекают его с колонной труб 3 из скважины 2.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность очистки ПЗП за счет циклической обработки ПЗП растворителем парафина нефтяным, а наличие штуцеров, установленных на колонной головке скважин, исключает возникновение гидравлического удара в скважине. Предварительная очистка ПЗП в виде обратной промывки скважины позволяет повысить эффективность гидросвабирования за счет очистки интервалов перфорации и вымывания кристаллов солей из ПЗП, а возможность контроля объема закачиваемого в пласт реагента (РПН) позволяет контролировать обрабатываемую ПЗП с каждым циклом гидросвабирования.

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающий спуск колонны труб в скважину, нагнетание жидкости по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками и излив жидкости в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, отличающийся тем, что 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 скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх, затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива, по окончанию 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 с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Устройство включает установленные на колонне насосных труб приемный патрубок в виде пера, клапан обратный тарельчатый, клапан обратный шариковый, фильтр, клапан гидродинамический, муфту дроссельную, клапан гидростатический, клапан сбивной; клапан с принудительным срабатыванием. Клапан гидростатический включает плунжер с перепускными отверстиями и снабжен уплотнительными кольцами, а внутренняя полость его снабжена циркуляционными микроклапанами. Клапан гидродинамический включает корпус, гайку регулировочную, пружину, упор, клапан конусный и патрубок. Корпус нижнего обратного клапана тарельчатого выполнен в виде центратора с максимально допустимыми диаметральными размерами для обсадной колонны конкретной скважины. Повышаются надежность и качество очистки призабойной зоны пласта и забоя скважины с обеспечением работоспособности устройства в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и регулируемость процесса очистки. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к увеличению притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин. Способ включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления; контроль за этими этапами. Перепад давления создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение подпериода сброса через первый ресивер. Давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны. При достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока. При достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер. Повышается эффективность и стабильность работы скважины. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации буровых скважин и предназначено для восстановления их работоспособности и дебитов, а также может быть использовано для очистки трубопроводов. При осуществлении способа воздействие осуществляют с учетом видов отложений на очищаемой поверхности путем задания соответствующих значений физических параметров воздействующей рабочей среды, геометрии кавитатора и его положения по отношению к очищаемой поверхности: x ¯ , Po и Pc, где x ¯ - относительное расстояние от выхода кавитатора до очищаемой поверхности, Po - динамическое давление на выходе кавитатора, Pc - статическое давление в затопленной полости. Значения параметров x ¯ и Po задают в пределах: x ¯ = 5 − 50 , Po=5-45 МПа. Статическое давление Pc в затопленной полости задают в соответствии с условием P c = 0,075 P o exp ( − 0,4 x ¯ ) с обеспечением пульсации струйного кавитирующего потока с переменной частотой и достижением резонанса слоев отложений. При этом пульсацию струйного кавитирующего потока обеспечивают с использованием генератора качающейся частоты. Возникновение резонанса слоев отложений устанавливают по повышению концентрации загрязнений разрушенных слоев в отводимом потоке, при этом фиксируют частоту пульсации струйного кавитирующего потока, на которой осуществляют дальнейшее воздействие на очищаемую поверхность. Повышается эффективность очистки и восстановления работоспособности скважин и трубопроводов. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх