Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты)



Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты)
Способ вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос и устройство для его осуществления (варианты)

 


Владельцы патента RU 2571790:

Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "ФХС-ПНГ" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом. Технический результат - упрощение и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. По способу предварительно размещают в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор. Осуществляют спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах установку электроцентробежного насоса. Создают депрессию на пласт и отстрел перфоратора. При этом кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия. При спуске установки электроцентробежного насоса на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора. С помощью него также контролируют значение создаваемой глубинным насосом депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида. При периодической регистрации упомянутых параметров в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода. По истечении этого периода оборудование, подвешенное на насосно-компрессорных трубах и на кабеле, извлекают из ствола скважины. 3 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом.

Уровень техники

Известна комплексная технология работы с продуктивной частью пласта, включающая первичное вскрытие пласта бурением, спуск и цементирование обсадной колонны, ее перфорацию на депрессии спускаемым на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфоратором с находящимся над ним пакером. Выше пакера, после его установки, закачивается блокирующий гидроэмульсионный раствор (БГЭР), которым заполняется призабойная зона для блокирования коллектора перед спуском глубинно-насосного оборудования (ГНО). Кроме того, на этапах бурения и цементирования скважин применяются специальные устройства, предохраняющие пласт от глубокой кольматации и способствующие повышению качества цементирования. Депрессия на пласт создается посредством спуска перфоратора на герметичных, не заполненных жидкостью трубах. После перфорации через указанную компоновку производится освоение скважины с помощью свабирования, подъем компоновки, спуск ГНО и запуск скважины в работу [1].

Недостатком данной технологии является ее многоэтапность на стадии освоения - спуск перфоратора на герметичных НКТ, установка пакера, закачка блокирующего состава, перфорация на депрессии. После освоения свабированием производится срыв пакера для заполнения интервала пласта блокирующим составом, замена пластового флюида в стволе скважины (углеводорода или его смеси) на жидкость глушения, подъем насосно-компрессорных труб с перфоратором, спуск ГНО и вывод скважины на режим. Все перечисленные технологические операции требуют значительных временных затрат и не гарантируют сохранения фильтрационно емкостных свойств продуктивных пластов из-за сложности подбора блокирующей жидкости для различных типов и составов коллекторов. К тому же плотность блокирующей жидкости для заполнения призабойной зоны должна превышать плотность находящегося там флюида. Заполнения не произойдет при нахождении в интервале пластовой воды или жидкости глушения с плотностью, превышающей плотность БГЭР. Кроме того, операции по подъему насосно-компрессорных труб и спуску насоса выполняются на репрессии, что обеспечивается посредством закачки в скважину жидкости глушения повышенной плотности, которая должна быть больше плотности флюида и может превышать платность блокирующей жидкости. Это также приведет к замещению ее жидкостью глушения и, как следствие, к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.

Известно устройство для перфорации скважин под депрессией в составе колонны насосно-компрессорных труб, циркуляционного клапана, пакера, фильтра и перфоратора. Для проведения инициирования перфоратора и бародинамической обработки пласта устройство снабжено кабельной секцией с электроконтактным наконечником, забойным пульсатором давления, и клапаном, при этом устройство имеет дистанционные измерительные приборы для контроля перфорации, бародинамической обработки и испытания пласта [2].

Основным недостатком применения указанного устройства является необходимость выполнения операций по глушению для извлечения его из скважины, что, как правило, приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны вскрытого перфорацией пласта. Кроме того, для повторного освоения и запуска скважины в работу требуются дополнительные затраты времени на спуск глубинно-насосного оборудования.

Наиболее близким к изобретению является метод, используемый компанией Schlumberger (США), предусматривающий установку или подвешивание перфоратора в заданном интервале на специальном анкерном устройстве, устанавливаемом на бурильных трубах посредством закачки в них жидкости при определенном давлении. После подъема труб, в ствол скважины опускается оборудование для извлечения флюида, создается депрессия и производится вторичное вскрытие пласта, после чего сборка перфораторов сбрасывается на забой (в зумпф). Инициирование срабатывания перфоратора производится под управлением таймера или подачей импульсов давления от качающего агрегата в затрубное пространство. Для обеспечения работы таймера и инициирующего механизма используются аккумуляторные батареи [3], [4].

Недостатками указанного решения, как в части способа, так и в части устройства является отсутствие возможности инициирования детонации перфоратора в режиме реального времени независимо от ресурса источника питания, то есть в момент времени, когда скважина подготовлена к перфорации по всему технологическому циклу [4]. Известное решение не позволяет его использовать в скважинах с зенитными углами 60 и более градусов и при отсутствии в скважинах зумпфа необходимой длины, который зачастую нельзя обеспечить по геологическим причинам. Выполнение перфорации по данному способу требует дополнительных затрат времени и технических средств на проведение технологических операций, предшествующих детонации (установка анкерного устройства и его позиционирование, создание дополнительного давления). К одному из основных недостатков следует отнести также отсутствие линии связи с поверхностью, что не позволяет устанавливать измерительные дистанционные приборы для оперативной оценки величины депрессии, гидродинамических параметров пласта и контроля его работы в процессе эксплуатации скважины. Требуются также дополнительные затраты времени на извлечение перфораторов из зумпфа.

Раскрытие изобретения

Задачей создания группы изобретений является упрощение процесса и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Предлагаемой группой изобретений решаются задачи вторичного вскрытия под депрессией вертикальных и наклонно направленных скважин по технологии, исключающей ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет отсутствия операций повторного глушения скважин и сокращающей затраты времени при их освоении, а также позволяющей получить оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и состоянии участков ствола скважины на протяжении всего межремонтного периода.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в 1-м пункте формулы изобретения, общих с прототипом таких как способ вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, включающий предварительное размещение в интервале продуктивного пласта кумулятивного перфоратора, спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), создание депрессии на пласт и отстрел перфоратора, и отличительных существенных признаков, таких как кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия, а при спуске УЭЦН на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора, с помощью которого также контролируют значение, создаваемой глубинным насосом, депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида, при периодической регистрации которых в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода, по истечении которого оборудование, подвешенное на НКТ и на кабеле, извлекается из ствола скважины.

Согласно п. 2 формулы изобретения выполнение позиционирования кумулятивного перфоратора и вторичное вскрытие пласта выполняются отдельными спусками соответствующего оборудования, а привязку кумулятивного перфоратора к геологическому разрезу для случаев неподвижного спуска перфоратора проводят на геофизическом кабеле отдельным спуском внутрь НКТ на глубину расположения привязочного патрубка геофизического прибора, или предварительным его спуском в интервал перфорации на подвижном геофизическом или волоконно-оптическом грузонесущем кабеле с токоведущей жилой, при этом после вторичного вскрытия продуктивного пласта кабель используют как распределенный датчик температуры для проведения мониторинга работы скважины в интервале забой-устье, а также диагностики работы глубинно-насосного оборудования.

Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 3 формулы изобретения, характеризующий устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительные существенные признаки, такие как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.

В устройстве по 1-му варианту кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.

Поставленная задача решается с помощью признаков, характеризующих устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 2), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительных существенных признаков, таких как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.

Вышеперечисленная совокупность существенных признаков как в способе, так и в двух вышеприведенных вариантах устройств для осуществления способа позволяет получить следующий технический результат - достижение высокого качества вторичного вскрытия продуктивных пластов за короткое время посредством создания контролируемой прибором депрессии, величину которой можно менять при помощи глубинно-насосного оборудования скважины, а также исключением операций по ее повторному глушению после перфорации для спуска названного оборудования. Результатом является также оперативная оценка гидродинамических параметров пласта после вскрытия и дистанционный контроль его работы в процессе эксплуатации скважины.

Возможны следующие варианты практической реализации способа.

Способ реализуется в составе подвешенного на геофизическом кабеле в интервале пласта кумулятивного перфоратора и расположенного над ним геофизического прибора, а также спущенного на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, закрепленных на наружной поверхности НКТ, специальных центраторов, сальниковых вводов устройства герметизации устья скважины и устьевого спускоподъемного ролика. Позиционирование перфоратора производится посредством его литологической привязки при помощи геофизического прибора, а создаваемая глубинным насосом, величина проектной депрессии определяется по показаниям датчика давления прибора, который также обеспечивает проведение дистанционного контроля текущей депрессии и работы пласта на протяжении всего межремонтного периода.

Способ может быть реализован с помощью подвешенного в интервале пласта на геофизическом кабеле, по изложенной выше схеме, кумулятивного перфоратора без размещения над ним геофизического прибора. Литологическая привязка перфоратора по глубине производится отдельным спуском прибора на кабеле, на котором после выполнения привязки, нанесения привязочных меток и извлечения прибора из скважины выполняется спуск перфоратора в скважину и его позиционирование по нанесенным меткам. Создание с помощью насоса значений депрессии контролируется по данным датчика давления телеметрической системы (ТМС) УЭЦН или отбивкой уровней жидкости в межтрубном пространстве.

Другой вариант практической реализации способа отличается от изложенных выше техническими особенностями выполнения операций по спуску и позиционированию перфоратора в интервале продуктивного пласта. В качестве привязочного репера в колонну НКТ, в непосредственной близости к УЭЦН, устанавливается короткий патрубок. Спуск перфоратора производится одновременно с промером нижней части геофизического кабеля, которая будет располагаться межу местами его крепления в нижнем центраторе и в кабельном наконечнике перфоратора и определяется разностью между глубинами кровли продуктивного пласта и спуска насосной установки. После синхронного спуска на проектные глубины перфоратора и УЭЦН с промером длины компоновки насосно-компрессорных труб внутрь их спускается геофизический прибор и производится литологическая привязка положения перфоратора по реперному патрубку. Позиционирование перфоратора выполняется посредством увеличения или уменьшения длины компоновки подвески НКТ с помощью подгоночных патрубков различной длины. После подъема прибора и герметизации устья с помощью насоса создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и производится отстрел перфоратора.

Применение спускоподъемного ролика совместно с оборудованием каротажной станции обеспечивает предварительный спуск на геофизическом кабеле кумулятивного перфоратора с расположенным над ним геофизическим прибором в интервал перфорации и позиционирование перфоратора в заданном интервале посредством литологической его привязки прибором после доставки на насосно-компрессорных трубах на проектную глубину электроцентробежного насоса. Определение значений, создаваемой при помощи насоса, депрессии, как и оценка гидродинамических параметров пласта и контроль его работы в межремонтный период обеспечивается при помощи комплекта датчиков геофизического прибора (давление, температура, блок гамма-каротажа, локатор муфт, датчик состава).

Герметичный ввод кабелей внутрь скважины обеспечивает узел герметизации устья скважины, в составе которого имеются сальниковые устройства для уплотнения геофизического кабеля и кабеля электропитания двигателя УЭЦН.

Группа изобретений иллюстрируется следующими чертежами.

На фигуре 1 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора с геофизическим прибором и глубинно-насосного оборудования.

На фигуре 2 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора и глубинно-насосного оборудования с включенным в его компоновку привязочным репером.

Устройство (вариант 1) для осуществления способа вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос располагается в скважине с обсадной колонной 1, в которую устанавливается колонна НКТ 2 с размещенной на ее нижней трубе установкой электроцентробежного насоса в составе компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 (фиг.1). Кабель-токопровод 7, предназначенный для передачи электрического напряжения на УЭЦН от станции управления 8 и геофизический кабель 9, на котором подвешиваются кумулятивный перфоратор 10 и геофизический прибор 11, размещаются внутри скважины при помощи системы центраторов 12, притом, геофизический кабель можно оставлять подвижным или фиксировать устройством крепления кабеля 13. Узел герметизации устья скважины 14 в составе сальниковых вводов 15 и 16, предназначенных для уплотнения, соответственно, геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7 располагается на устьевой фонтанной арматуре. На ее основании закреплен также устьевой ролик 17, через который при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 производится спуск геофизического кабеля в скважину, в том числе для литологической привязки с использованием привязочного репера 19. Инициирование срабатывания перфоратора производится передачей по кабелю соответствующего импульса от пульта инициирования 20, который располагается в каротажной (перфораторной) станции 18.

Устройство работает следующим образом.

Снаряженный кумулятивный перфоратор 10 и расположенный над ним геофизический прибор повышенной прочности (например, «Прицел») 11 спускают на геофизическом кабеле 9 в интервал перфорации при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17 (фиг.1). После этого на насосно-компрессорных трубах 2 производят спуск установки электроцентробежного насоса, состоящей из компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 с одновременной установкой на трубы центраторов 12 и размещением в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают на фонтанной арматуре узел герметизации устья скважины 14, предварительно пропустив геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7 через сальниковые вводы 15 и 16. При помощи станции управления 8 запускают в работу погружной насос 6 и за счет снижения уровня создают проектную депрессию, значения которой контролируются по показаниям датчиков геофизического прибора 11. Перемещением геофизического прибора 11 с кумулятивным перфоратором 10 уточняют его литологическую привязку, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20, находящегося в каротажной станции 18, производят отстрел. После проведения необходимых исследований с помощью прибора 11, его с корпусом перфоратора располагают вне интервала перфорации, геофизический кабель 9 фиксируют на сальниковом вводе 15 и его наземную часть сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля забойного и пластового давлений, текущей депрессии, подключают к кабелю наземную аппаратуру каротажной станции 18 и проводят измерения давления и температуры геофизическим прибором 11. Для определения параметров флюида и диагностики технического состояния участка эксплуатационной колонны 1, расположенного ниже приема насоса в процессе эксплуатации, устанавливают устьевой ролик 17, наматывают запас геофизического кабеля 9 на барабан лебедки каротажной станции 18 и проводят измерения геофизическим прибором 11 в функции глубины.

Схема расположения оборудования в скважине при работе устройства в случаях выполнения литологической привязки отдельным спуском практически соответствует схеме, представленной на фиг.1. Отличием является отсутствие геофизического прибора 11, который дополнительно, при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17, спускают в интервал перфорации на геофизическом кабеле 9 и производят его привязку к геологическому разрезу. После наносят привязочные метки на участках геофизического кабеля 9, находящихся возле лебедки каротажной станции 18 и ротора буровой установки. Геофизический прибор 11 извлекают из скважины, заменяют его кумулятивным перфоратором 10 и размещают его в интервале продуктивного пласта. Далее, в последовательности, изложенной выше при описании работы устройства, в состав которого входят перфоратор 10 с расположенным над ним геофизическим прибором 11, производят спуск УЭЦН, установку на трубы центраторов 12, размещение в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают узел герметизации устья скважины 14, герметизируют с помощью сальниковых вводов 15 и 16 геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7, погружным насосом 6 снижают уровень до создания проектной депрессии, величина которой контролируется по данным датчика давления ТМС или измерением уровней в межтрубном пространстве. Выполняют контроль позиционирования кумулятивного перфоратора 10 по меткам, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.

Третий вариант работы устройства иллюстрируется на фиг.2 и реализуется следующим образом.

Размещение в скважине кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9 выполняется в два этапа. На первом этапе нижняя часть кабеля 9, с закрепленным на нем перфоратором 10, длина которой определяется как разность между отметкой кровли продуктивного пласта и глубиной спуска устройства крепления кабеля 13, опускается в скважину одновременно с промером его длины. Дальнейший совместный спуск кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9, зафиксированном устройством крепления кабеля 13 и УЭЦН на насосно-компрессорных трубах 2, выполняется с установкой на них центраторов 12, в которых размещается геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7. Принципиальным отличием данного варианта, от уже рассмотренных выше схем, является особенность выполнения позиционирования перфоратора 10 в интервале продуктивного пласта с помощью привязочного репера 19, установленного над погружным насосом 6 в колонне НКТ 2. Цитологическая привязка положения перфоратора 10 по привязочному реперу 19 производится посредством спуска геофизического прибора, внутрь насосно-компрессорных труб 2 известной длины, а позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины. После завершения позиционирования и установки узла герметизации устья скважины 14, герметизации геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7, насосом создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.

Данное описание рассматривается как материал, иллюстрирующий изобретение, сущность которого и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.

Источники информации

1. Патент РФ №2172818, МПК Е21В 43/11 опубл. 27.08.2001 г.

2. Патент РФ №2169833, МПК Е21В 43/114 опубл. 27.06.2001 г.

3. Игорь Потапьев, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Hera Danardatu, SPE; Murdiyono. «Исследование вариантов: Максимизация продуктивности при перфорации в условиях сильного превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине», SPE 72134, материалы конференции SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Куала-Лумпуре, Малайзия, 8-9 октября 2001 г. - прототип.

4. Ляпунова В., Комолафе О., Варгас Е. (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.), «Опыт использования направленной перфорации на Лунском месторождении», SPE 160762, материалы конференции SPE Russian Oil&Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012.

1. Способ вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, включающий предварительное размещение в интервале продуктивного пласта кумулятивного перфоратора, спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах установки электроцентробежного насоса, создание депрессии на пласт и отстрел перфоратора, отличающийся тем, что кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия, а при спуске установки электроцентробежного насоса на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора, с помощью которого также контролируют значение создаваемой глубинным насосом депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида, при периодической регистрации которых в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода, по истечении которого оборудование, подвешенное на насосно-компрессорных трубах и на кабеле, извлекают из ствола скважины.

2. Способ вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, включающий предварительное размещение в интервале продуктивного пласта кумулятивного перфоратора, спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах установки электроцентробежного насоса, создание депрессии на пласт и отстрел перфоратора, отличающийся тем, что выполнение позиционирования кумулятивного перфоратора и вторичное вскрытие пласта выполняют отдельными спусками соответствующего оборудования, а привязку кумулятивного перфоратора к геологическому разрезу для случаев неподвижного спуска перфоратора проводят на геофизическом кабеле отдельным спуском внутрь насосно-компрессорных труб на глубину расположения привязочного патрубка геофизического прибора или предварительным его спуском в интервал перфорации на подвижном геофизическом или волоконно-оптическом грузонесущем кабеле с токоведущей жилой, причем после вторичного вскрытия продуктивного пласта кабель используют как распределенный датчик температуры для проведения мониторинга работы скважины в интервале забой-устье, а также для диагностики работы глубинно-насосного оборудования.

3. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией с возможностью спуска перфоратора под глубинный насос, содержащее размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, а для позиционирования перфоратора с помощью насосно-компрессорных труб устройство содержит подгоночные патрубки различной длины.



 

Похожие патенты:

Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента.

Группа изобретений относится к области добычи жидких и газообразных текучих сред из буровых скважин. Скважинный перфоратор содержит загрузочную трубу, включающую заряд взрывчатого вещества, электрический проводник и детонационный шнур; взводящее устройство, включающее детонатор и электрический соединитель и выполненное с возможностью перемещения между исходным положением и положением на «взрыв», причем в исходном положении взводящее устройство электрически подключено к загрузочной трубе и не подключено баллистически к загрузочной трубе, а в положении на «взрыв» взводящее устройство электрически и баллистически подключено к загрузочной трубе; и блокировочное устройство, допускающее вращательное движение взводящего устройства относительно загрузочной трубы между исходным положением и положением на «взрыв» и блокировочное устройство, блокирующее осевое перемещение взводящего устройства относительно загрузочной трубы, когда взводящее устройство находится в положении на «взрыв».

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для глубокой ориентированной перфорации. Установка включает устройство для ориентирования и устройство для перфорации.

Изобретение относится к области добычи жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин. Способ перфорирования скважины заключается в загрузке реакционноспособного кумулятивного заряда в корпус, при этом реакционноспособный кумулятивный заряд включает реакционноспособную гильзу, включающую компоненты, выбранные из металлов и оксидов металлов; спуске корпуса с зарядом в ствол скважины и размещении его рядом с подземным пластом; подрыве кумулятивного заряда с целью создания первого и второго взрывов, при этом первый взрыв создает перфорационный туннель в примыкающем пласте, и этот перфорационный туннель имеет зону дробления, расположенную вдоль его стенок, а второй взрыв инициируется первым взрывом и создается экзотермической интерметаллической реакцией между реакционноспособными компонентами гильзы кумулятивного заряда, при этом второй взрыв выталкивает обломочный материал из зоны дробления внутри перфорационного туннеля в ствол скважины и вызывает по крайней мере один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, и этот по крайней мере один разрыв включает разрыв пласта, содержащего углеводороды, и соединяется с внутренней частью перфорационного туннеля; и нагнетании флюида, содержащего расклинивающий наполнитель, в перфорационный туннель под давлением, достаточным для того, чтобы нагнетаемый флюид проник по крайней мере в один разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, чтобы ввести туда расклинивающий наполнитель и поддерживать открытым по крайней мере один разрыв пласта для увеличения дебита углеводородов.

Изобретение относится к высокоэффективной головке для нагнетания в грунт жидких смесей под давлением, для формирования консолидированных участков грунта. Технический результат - увеличение скорости потока струи и уменьшение турбулентности, без увеличения потребляемой мощности.

Изобретение относится к оборудованию для нефтяной промышленности и предназначено для использования в устройствах для глубокой перфорации пластов. Гибкий вал, содержащий упругий шланг, оболочку в виде отдельных цилиндрических звеньев с центральным отверстием, контактирующих друг с другом концевыми частями посредством соединительного элемента, выполненного из взаимодействующих звеньев, и сердечник, размещенный в центральном отверстии звеньев.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов из буровых скважин, очистки скважин, а также их изоляции. Устройство для работы с проходящими через пласт скважинами, которые должны быть выведены из эксплуатации путем установки закрывающей пробки из отверждающегося материала, такого как бетон, и в которых имеется обсадная колонна, скрепленная бетоном со стенкой ствола скважины, содержит сборный узел, состоящий из трех следующих частей: ствола перфоратора, содержащего взрывные заряды, которые путем детонации образуют отверстия в колонне и далее снаружи в окружающем слое бетона; устройства для механической очистки внутренней стенки колонны у перфорированного участка; и промывающего устройства для разрыхления, растворения и вымывания затвердевшего цементного материала, находящегося между наружной стенкой колонны и стенкой ствола скважины.

Группа изобретений относится к области перфорации скважин. Способ заканчивания скважины заключается в вводе плазменного заряда, содержащего усеченный конус, имеющий конец с юбкой, конец с вершиной и металл, проходящий от конца с юбкой к концу с вершиной, в скважину и в воздействии электромагнитного поля на плазменный заряд для образования плазменной струи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вторичного вскрытия продуктивных пластов перфорацией. Способ включает транспортирование перфоратора в забой скважины, его фиксацию, перфорацию стенок обсадной колонны, расфиксацию перфоратора и его извлечение на поверхность.

Изобретение относится к системам интенсификации добычи нефти и газа и может найти применение при осуществлении перфорации скважин кумулятивными перфораторами. Изобретение содержит корпус, электрический провод, поршень, картридж, внутри которого размещены шнур детонирующий, устройство передачи детонации, электродетонатор, контакт электродетонатора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов, включающий спуск гидравлического перфоратора в скважину на насосно-компрессорной трубе, перфорацию эксплуатационной колонны, перфорацию выполняют перемещая гидравлический перфоратор вверх вдоль оси скважины и одновременно вращая его вокруг собственной оси с нарезанием винтовых щелей. Скорости перемещения и вращения гидравлического перфоратора выбирают исходя из условия получения в результате перфорации щелей в виде геликоида с шагом, составляющим 0,7 от высоты нарезаемой щели, и смыкания указанных щелей в единое полое пространство в призабойной зоне пласта. Обеспечивается повышение нефтеотдачи посредством наиболее полной выработки пластов в осложненных горно-геологических условиях. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к взрывным устройствам для вскрытия продуктивных пластов в нефтяных скважинах и может использоваться в кумулятивных боевых частях. Кумулятивный заряд содержит корпус с размещенной в нем шашкой взрывчатого вещества, имеющей кумулятивную выемку, покрытую облицовкой, состоящей из двух слоев, выполненных из различных материалов, внешний слой прилегает к кумулятивной выемке, а внутренний струеобразующий слой выполнен из меди, причем внешний и внутренний слои облицовки размещены относительно друг друга с зазором, составляющим не более двух толщин стенки внешнего слоя облицовки, а внешний слой облицовки выполнен из материала плотностью 2-3 г/см3, например хлористого натрия NaCl. Техническим результатом изобретения является увеличение пробивной способности и стабильности работы кумулятивного заряда при отсутствии пестообразования. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к корпусным кумулятивным перфораторам для проведения прострелочно-взрывных работ в нефтяных и газовых скважинах. Перфоратор самоориентируемый содержит отдельные секции, соединенные между собой узлами соединения секций с выполнением функций механического прочного соединения и передачи детонации между соседними секциями. Каждая из секций имеет корпус, расположенный в корпусе каркас и соединенный с корпусом через подшипники, расположенные в каркасе кумулятивные заряды, бустеры и детонирующий шнур, соединенные между собой. Каркас выполнен в виде отрезка толстостенной трубы с поперечными отверстиями, образующими гнезда для кумулятивных зарядов с заданным шагом и ориентацией. Между поперечными отверстиями на одной из продольных половин каркаса выполнены выборки с формой, определяемой местом расположения краев поперечных отверстий и обеспечивающей образование с ними перемычек. Обеспечивается упрощение конструкции. 2 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к технологиям добычи нефти и может быть применено для газодинамического воздействия на пласт. Способ включает кумулятивную перфорацию интервала скважины с образованием в обсадной колонне скважины и в горной породе сгруппированных перфорационных каналов для притока флюида, последующее срабатывание генераторов давления и их воздействие на пласт через сгруппированные перфорационные каналы для притока флюида с образованием в горной породе индивидуальных трещин разрыва горной породы в направлении каждого перфорационного канала. Причем смежные перфорационные каналы в группе направлены в противоположные стороны. Линейное расстояние между перфорационными каналами в группе отлично или равно линейному расстоянию между группами перфорационных каналов. Технический результат заключается в повышении эффективности газодинамического воздействия на пласт. 5 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины. По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакер, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой. Технический результат - сокращение объемов добываемой попутной пластовой воды, снижение обводненности добываемой продукции. По способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Пластовую продукцию отбирают через добывающие скважины. Предусматривают проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы. При этом проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта. Второй горизонтальный ствол проводят в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола. Осуществляют перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости. Проводят закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно осуществляют закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала. Прекращают закачку и проводят технологическую выдержку. Осуществляют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины. 3 пр.
Наверх