Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине. Хвостовик в добыче нефти


Хвостовик для обводненной добывающей скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам сохранения коллекторских свойств пласта. Хвостовик для обводненной добывающей скважины содержит пакер и заглушенную снизу колонну труб с обратным клапаном. Пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет. Обратный клапан выполнен в виде отверстия в нижней части хвостовика и дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз. В верхней части хвостовика, но ниже манжет, может выполняться отверстие, перекрываемое золотником с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти. Упрощается конструкция хвостовика и технология работы с ним. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам сохранения коллекторских свойств пласта.

Известен хвостовик, содержащий пакер и колонну труб, которая уперта в забой и перфорирована в нижней части (см. Ибрагимов Г.З. и др. Разработка нефтяных месторождений, т.II. М., 1994, с.76). Недостатком хвостовика является отсутствие защиты продуктивного пласта от жидкости глушения во время ремонтов. Наиболее близка по своей технической сути к предлагаемому глубинно-насосная установка для добычи нефти по а.с. 724693. Она содержит хвостовик, представляющий собой колонну труб с пакером наверху и обратным клапаном внизу. Клапан предотвращает попадание жидкости глушения при ремонте скважин в продуктивный пласт. Недостатками устройства является сложность конструкции пакера и клапана. Целью изобретения является упрощение конструкции хвостовика и упрощение работ с ним. Эта цель достигается тем, что в известном хвостовике для обводненной добывающей скважины, включающем пакер и колонну труб с обратным клапаном, пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет, а обратный клапан может быть выполнен в виде дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз, при этом в нижней части хвостовика сделано отверстие. Кроме того, для скважин с большим газосодержанием в верхней части хвостовика, ниже манжет выполнено отверстие, перекрываемое золотниковым клапаном с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти. Сущность изобретения заключается в том, что вместо подвешивания хвостовика на стационарном пакере, его устанавливают на забой скважины, а верхнюю его часть герметизируют двумя противоположно направленными самоуплотняющимися манжетами. Обратный клапан может быть заменен дополнительной самоуплотняющейся манжетой, которая, как и обратный клапан, пропускает жидкость "от пласта", а "к пласту" не пропускает. При наличии большого газового фактора возможно скопление газа под пакером, поэтому на этот случай устанавливают золотниковый клапан с поплавком, который сбрасывает газ в хвостовик. На фиг.1 изображен хвостовик по п.1 формулы изобретения. Хвостовик содержит заглушенную снизу колонну труб 1 с парой самоуплотняющихся манжет 2, обратным клапаном 3 и воронкой 10 на верхнем конце для предотвращения попадания посторонних предметов в межтрубное пространство. Манжеты 2 расположены выше продуктивного пласта 4, а над хвостовиком находится насосная установка 5. На фиг.2 вместо клапана 3 установлена дополнительная манжета 6, а в колонне труб выполнено отверстие 7. На фиг. З в верхней части хвостовика сделано отверстие 8 с золотниковым клапаном 9, имеющим положительную плавучесть в нефти. Работает хвостовик следующим образом. При очередном ремонте хвостовик спускают в обводненную добывающую скважину таким образом, чтобы манжеты 2 находились над продуктивным пластом, а обратный клапан 3 - ниже продуктивного пласта. При работе насоса 5 жидкость из пласта через клапан 3 попадает сначала в полость хвостовика, а затем дальше в полость скважины и насос. Так как плотность нефти меньше, чем у воды, под манжетами скапливается нефть, и она заполняет все пространство от манжеты, установленной раструбом вниз, до обратного клапана 3. А ниже клапана находится вода из пласта. В результате против пласта всегда находится нефть, а не вода, как при обычной эксплуатации скважины. Во время ремонтов обратный клапан 3 и верхняя манжета не пропускают жидкость глушения к пласту и предотвращают ухудшение проницаемости его призабойной зоны от задавливания в нее жидкости глушения. А воронка 10 препятствует попаданию во время ремонтов случайно упавших в скважину предметов в зазор между хвостовиком и обсадной колонной, что может приводить к заклиниванию последнего. При использовании в качестве обратного клапана манжеты 6 (фиг.2) хвостовик работает так же. При большом газовом факторе и забойном давлении ниже давления насыщения используют третий вариант. В этом случае под манжетами 2 скапливается не только нефть, но и газ, и когда его уровень снижается ниже поплавкового золотника 9, последний опускается и газ через отверстие 9 уходит в полость скважины. Если же газ не выпускать, то при ремонтах он может быть задавлен в пласт, что ухудшит его проницаемость. Таким образом, предложенный хвостовик как во время эксплуатации, так и ремонта скважины предотвращает попадание воды и жидкости глушения в пласт, чем сохраняет проницаемость его призабойной зоны. Кроме того, постоянный контакт вскрытой поверхности пласта с нефтью приводит при колебаниях давления к постепенному проникновению нефти в обводненные участки пласта и их гидрофобизации, благодаря чему может происходить и снижение обводненности продукции. При необходимости с помощью труболовки хвостовик может быть легко извлечен из скважины.

Формула изобретения

1. Хвостовик для обводненной добывающей скважины, включающий пакер в виде манжет, расположенных выше продуктивного пласта и колонну труб, заглушенную снизу, с обратным клапаном, отличающийся тем, что колонна труб имеет воронку на верхнем конце, пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет, а обратный клапан выполнен в виде отверстия в нижней части хвостовика и дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз. 2. Хвостовик по п.1, отличающийся тем, что в верхней части хвостовика, но не ниже манжет пакера выполнено отверстие, перекрываемое золотником с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

QZ4A - Регистрация изменений (дополнений) лицензионного договора на использование изобретения

Лицензиар(ы): Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина

Вид лицензии*: НИЛ

Лицензиат(ы): Общество с ограниченной ответственностью "Паркер"

Характер внесенных изменений (дополнений):Изменен предмет договора: дополнительно включены патенты 2236550 и 2339798; уточнены размеры вознаграждения

Дата и номер государственной регистрации договора, в который внесены изменения: 02.03.2009 № РД0047518

Извещение опубликовано: 10.12.2009        БИ: 34/2009

* ИЛ - исключительная лицензия НИЛ - неисключительная лицензия

www.findpatent.ru

Способ добычи нефти и клапанное устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина. Способ включает спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый глубинный насос, клапанное устройство, хвостовик с фильтром или без фильтра, откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через хвостовик, клапанное устройство в колонну насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины. Клапанное устройство выполнено с возможностью обеспечения отключения хвостовика при подаче в него от наземной насосной станции рабочей жидкости, содержащей ингибиторы, с одновременным открытием в нем гидравлических каналов для подачи нефти из затрубного пространства и рабочей жидкости с ингибиторами на вход штангового глубинного насоса. Клапанное устройство содержит корпус с выполненными в нем центральным и боковым каналами, по меньшей мере, двумя отверстиями для сообщения каналов и, по меньшей мере, одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством, а также затвор в виде двухпозиционного плунжера и ограничитель хода двухпозиционного плунжера. Плунжер выполнен с возможностью обеспечения сообщения затрубного пространства с центральным каналом. Технический результат заключается в возможности отключения хвостовика и подачи ингибиторов непосредственно на прием глубинного штангового насоса. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина.

Известен способ добычи нефти с использованием глубинного насоса / RU 2065026 С1, Е21В 43/00, 1996.08.10 /. Для предотвращения коррозии обсадных труб путем исключения контакта поверхности обсадных труб с пластовой жидкостью глубинный насос устанавливают выше продуктивного пласта, соединяют с хвостовыми трубами. Хвостовые трубы спускают до забоя скважины, а в нижнем их конце размещают обратный клапан.

Недостатком известного способа добычи нефти является то, что на месторождениях с повышенным газовым фактором в процессе освоения скважины при отборе жидкости глушения хвостовик выполняет положительную роль, помогая быстро отобрать жидкость глушения, но во время добычи нефти наличие хвостовика негативно влияет на рост газовой шапки на приеме глубинного насоса, которая значительно снижает производительность установки штангового глубинного насоса (УШГН).

Известна также скважинная штанговая насосная установка для откачки эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей / RU 2196249 С1, МПК F04В 47/00, 2003.01.10 /, содержащая колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с хвостовиком, штанговый насос с основными и дополнительными всасывающими клапанами, причем насос садится на опорное конусное седло.

Недостатком данной насосной установки является то, что конструкция не позволяет откачать из забоя скважины имеющуюся там воду или жидкость. Кроме того, не решена проблема отвода свободного газа, скапливающегося под плунжером насоса.

Известен также способ и устройство для добычи, включающее в себя колонну НКТ с хвостовиком и пакером. / RU 2088749 С1, МПК Е21В 43/00, 1997.08.27 /. Внутри НКТ установлен штанговый насос. В НКТ помещен дозирующий узел, который соединяет полость НКТ с затрубным пространством. Недостатком данного способа является то, что подача ингибиторов производится непосредственно в затрубное пространство, что ведет к их повышенному расходу. Наличие пакера ведет к увеличению эксплуатационных расходов.

Известен способ добычи нефти / RU 2336412, МПК Е21В 43/018, Е21В 43/08, 2008.10.20 / (выбранный в качестве прототипа), включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, хвостовик, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки через хвостовик, клапанное устройство, штанговый насос в колонну насосно-компрессорных труб с дальнейшей подачей на устье скважины и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации, при этом компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенным снизу цилиндрическим щелевым фильтром с щелями. Добычу нефти осуществляют глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующей подачей на устье скважины.

Недостатком данного способа является то, что он не обеспечивает надежную защиту внутрискважинного оборудования в случае, если добываемый пластовый флюид содержит парафины, соли, коррозионно-активные вещества, нейтрализация которых требует одновременной подачи различных ингибиторов, кроме того, добыча нефти через хвостовик способствует выделению попутного газа в глубинном штанговом насосе, что снижает его производительность.

Известно скважинное клапанное устройство / RU 2023865, МПК Е21В 34/06, 1994.11.30 /, включающее патрубок с проходным каналом и радиальным отверстием, соединенный с патрубком полый корпус с отверстиями для прохода жидкости и связанный гидравлически с проходным каналом патрубка, и подпружиненный затвор с хвостовиком и фиксирующим выступом, при этом корпус и затвор с хвостовиком установлены параллельно оси патрубка, корпус выполнен с дополнительной полостью, гидравлически связанной с проходным каналом патрубка, а устройство снабжено размещенными в дополнительной полости корпуса на хвостовике затвора перпендикулярно к последнему подпружиненными поршнем с кольцевой канавкой и стержнем и концентрично установленными одна относительно другой цилиндрическими внутренней и наружной втулками, причем внутренняя втулка выполнена с хвостовиком, имеющим сквозное отверстие для размещения в нем стержня.

Известно также скважинное клапанное устройство / RU 2121053, МПК Е21В 34/06, 1998.10.27 / (выбранное в качестве прототипа), содержащее полый корпус, установленный эксцентрично колонны насосно-компрессорных труб и выполненный с двумя отверстиями для сообщения своей полости с полостью колонны насосно-компрессорных труб и одним отверстием для сообщения своей полости с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера с манжетными уплотнениями, фиксирующими последний в верхнем положении за счет упругости материала и обеспечивающими перекрытие плунжером отверстия, сообщающего полость корпуса с затрубным пространством, за счет создания разрежения в полости корпуса под плунжером, и ограничитель хода двухпозиционного плунжера.

Недостатком вышеописанных устройств является то, что для открытия клапана необходимо, чтобы уровень жидкости в затрубном пространстве был как минимум равен уровню жидкости в колонне НКТ, чего, как правило, при механизированной добыче нефти не бывает. Кроме того, в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений практически невозможно создать в затрубном пространстве давление больше, чем гидростатическое давление в колонне НКТ, и, таким образом, открытие клапанного устройства становится невозможным.

Задачей, решаемой группой изобретений, является:

- повышение эффективности работ при добыче нефти;

- устранение негативного влияния наличия хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором;

- устранение парафинообразования, солеотложения, снижение коррозии внутрискважинного оборудования путем одновременной подачи соответствующих ингибиторов непосредственно на прием глубинного штангового насоса и тем самым увеличение межремонтного периода и снижение затрат на эксплуатацию месторождений нефти.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти, включающем спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый глубинный насос, хвостовик с фильтром или без него; откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через хвостовик в колонну насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, добычу нефти глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, согласно изобретению добычу нефти осуществляют по завершении откачки жидкости глушения; в составе компоновки для добычи нефти используют клапанное устройство, установленное между хвостовиком и глубинным штанговым насосом и выполненное с возможностью обеспечения подачи через него жидкости глушения на вход глубинного штангового насоса или нефти с динамического уровня затрубного пространства и ингибиторов с устья скважины на вход глубинного штангового насоса с обеспечением отключения хвостовика.

Кроме этого, подачу ингибиторов в клапанное устройство могут осуществлять в составе рабочей жидкости, поступающей под давлением по трубопроводу от наземной насосной станции и обеспечивающей отключение хвостовика, открытие гидравлических каналов в клапанном устройстве для подачи нефти и рабочей жидкости с ингибиторами на вход глубинного штангового насоса.

Поставленная задача решается также за счет того, что в клапанном устройстве, содержащем корпус с выполненными в нем центральным и боковым каналами, по меньшей мере, двумя отверстиями для сообщения каналов и, по меньшей мере, одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера, установленный с уплотнением в боковом канале с возможностью перекрытия отверстия для сообщения канала с затрубным пространством и с возможностью фиксации в верхнем положении, ограничитель хода двухпозиционного плунжера, согласно изобретению центральный канал корпуса выполнен с возможностью соединения в верхней части с глубинным штанговым насосом и в нижней части - с хвостовиком; ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью обеспечения установки плунжера в нижнем положении; в верхней части бокового канала устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной насосной станцией, обеспечивающей подачу под давлением рабочей жидкости, содержащей ингибиторы, в надплунжерную полость канала; в нижней части бокового канала устроен посадочный узел для установки срывного стопорящего элемента, обеспечивающего фиксацию плунжера в верхнем положении, при котором плунжером перекрыты отверстия для сообщения каналов и отверстие для сообщения с затрубным пространством; плунжер выполнен с возможностью обеспечения сообщения затрубного пространства через него, одно из отверстий для сообщения каналов с центральным каналом и надплунжерной полости через другое отверстие для сообщения каналов с центральным каналом при его установке на ограничителе хода.

В частном случае исполнения клапанного устройства ограничитель хода плунжера может быть выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части бокового канала.

Кроме этого, в конструкции клапанного устройства может быть предусмотрено выполнение плунжера либо с кольцевой выемкой, либо с осевой полостью и радиальными каналами для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.

Помимо этого, в надплунжерной полости или в подплунжерной полости бокового канала клапанного устройства может быть расположена соответственно пружина сжатия или пружина растяжения, обеспечивающая фиксированное нижнее положение плунжера.

Способ добычи нефти и клапанное устройство для его осуществления поясняются следующими чертежами.

На фиг.1 изображена схема установки для реализации способа добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства в период откачки жидкости глушения; на фиг.2 изображена схема установки в период добычи нефти; на фиг.3 - разрез клапанного устройства с размещением плунжера в нижнем положении; на фиг.4 - разрез клапанного устройства с размещением плунжера в верхнем положении.

Установка для добычи нефти включает наземную насосную станцию 1 с системами управления, в которой расположены емкости 2, 3, 4 с различными ингибиторами, входящими в состав рабочей жидкости, насосы-дозаторы 5, 6, 7, которые подсоединены к гибкому бронированному трубопроводу 8 и через него к клапанному устройству 9, установленному между глубинным штанговым насосом (ГШН) 10 и хвостовиком 11 на колонну труб НКТ 12. Хвостовик 11 оснащен всасывающим клапаном 13. Гибкий бронированный трубопровод 8 закреплен на колонне НКТ 12 при помощи клямсов 14. Всасывающий клапан 15, установленный в приемной камере 16 ГШН 10, гидравлически связан с одним из каналом клапанного устройства 9.

Клапанное устройство 9 (фиг.3, 4) состоит из корпуса 17, в котором выполнены центральный канал 18, боковой канал 19, отверстия 20, 21 для сообщения каналов 18, 19 и отверстие 22 для сообщения бокового канала 19 с затрубным пространством скважины. На канале 18 выполнены резьбы 23 и 24 для присоединения устройства к ГШН 10 и хвостовику 11 соответственно. Внутри канала 19 с возможностью перемещения установлен двухпозиционный плунжер 25, герметизация которого внутри канала 19 обеспечивается за счет уплотнительных элементов 26. В верхней части канала 19 устроен герметичный ввод в виде полого штуцера 27 с установленной в его полости пружиной сжатия 28. Полость штуцера 27 и часть канала над плунжером 25 образуют надплунжерную полость 29. На штуцере 27 устроен обратный клапан 30 с внутренним каналом 31, диаметр которого меньше или равен внутреннему диаметру гибкого бронированного трубопровода 8, соединенного с наземной насосной станцией 1, обеспечивающей подачу рабочей жидкости под давлением в надплунжерную полость 29. Расположение плунжера 25 в верхнем положении (фиг.3), при котором отверстия 20, 21 и 22 перекрыты, обеспечивается срывным стопорящим элементом, например штифтом 32, расположенным в установочном узле 33, выполненном в нижней части канала 19. Для установки плунжера 25 в нижнем положении (фиг.4) в конструкции бокового канала 19 предусмотрено наличие ограничителя хода, выполненного в виде ступени 34 канала, а в конструкции плунжера 25 - большей ступени 35, которой он «садится» на ступень 34 бокового канала. Кроме этого, в плунжере 25 выполнена радиальная выемка 36, которая обеспечивает гидравлическую связь затрубного пространства скважины через отверстия 22 и 21 с полостью центрального канала 18 при установке плунжера 25 в нижнем положении. Помимо этого, в этом положении плунжера открывается сообщение между надплунжерной полостью 29 через отверстие 20 и полостью центрального канала 2.

Способ добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства реализуют следующим образом (фиг.1).

В начальный период освоения скважины ШГН 10 производит отбор жидкости глушения через хвостовик 11 и всасывающий клапан 13, центральный канал 18 клапанного устройства 9, всасывающий клапан 15 в приемную камеру 16 ГШН 10 и далее по колонне насосно-компрессорных труб 12 на устье скважины. Одновременно из продуктивного пласта 37 через перфорационные отверстия 38 в скважину поступает пластовый флюид, который, вследствие того что его плотность значительно ниже плотности жидкости глушения, поднимается наверх до динамического уровня 39. В процессе работы ГШН 10 происходит постепенное замещение жидкости глушения пластовым флюидом. Отбор жидкости все это время производится через хвостовик 11. При отборе жидкости глушения гибкий бронированный трубопровод 8 заполнен рабочей жидкостью под гидростатическим давлением, которое удерживается настраиваемым обратным клапаном 30, препятствуя тем самым несанкционированному срабатыванию клапанного устройства 9. Верхнее положение плунжера 25 в канале 3 (фиг.1, 3), при котором отсутствует гидравлическая связь между затрубным пространством 40 и центральным каналом 18 и надплунжерной полости 29 также с центральным каналом 18 за счет перекрытия плунжером 25 отверстий 22 и 20, зафиксировано срывным штифтом 32.

По завершении отбора жидкости глушения скважину переводят на добычу нефти (фиг.2, 4). Расположенные в насосной станции 1 насосы-дозаторы 5, 6, 7 совместно с рабочей жидкостью подают ингибиторы из емкостей 2, 3, 4 по гибкому бронированному трубопроводу 8 в клапанное устройство 9, повышая в нем давление, при этом происходит открытие обратного клапана 30 и давление передается на плунжер 25, который, перемещаясь вниз, срезает штифт 32 и «садится» ступенью 35 на ограничитель хода 34. Плунжер 25 занимает такое положение внутри канала 19, при котором отверстие 22 совпадает с выемкой 36 плунжера, которая, в свою очередь, совпадает с отверстием 21 для сообщения каналов 18 и 19. «Освободившаяся» пружина 28 фиксирует это положение. Появляется гидравлическая связь между затрубным пространством 40 и каналом 18 по следующему пути: отверстие 22, выемка 36 плунжера 25, отверстие 21, канал 18 и далее к приемной камере ГШН 10. Кроме этого, плунжер имеет такой вертикальный размер, чтобы при установке его в нижнем положении обеспечивалось открытие гидравлического канала между надплунжерной полостью 29 и каналом 18 через отверстие 20. Давление внутри хвостовика 11 и в затрубном пространстве 40 выравнивается, вследствие чего клапан 13 закрывается, таким образом, происходит отключение хвостовика 11. В приемную камеру 16 ГШН 10 с динамического уровня 39 затрубного пространства 40 поступает пластовый флюид, в процессе подъема до динамического уровня естественным образом освободившийся от растворенного попутного газа.

Одновременно по гибкому бронированному трубопроводу 8 насосы-дозаторы 5, 6, 7 из емкостей 2, 3, 4 соответственно через открытый гидравлический канал клапанного устройства 9 (надплунжерная полость 29 - отверстие 20 - полость центрального канала 18) совместно с рабочей жидкостью в приемную камеру 16 ГШН 10 подают ингибиторы, разрушающие асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), препятствующие солеотложению и подавляющие коррозию и т.д.

Смешиваясь с добываемым пластовым флюидом, они по колонне НКТ 12 поступают на устье скважины.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет значительно повысить эффективность работ при добыче нефти, устранить негативное влияние хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором, значительно облегчить разрушение АСПО путем подачи соответствующих ингибиторов непосредственно на прием глубинного штангового насоса, снизить коррозию внутрискважинного оборудования и тем самым увеличить межремонтный период и снизить затраты на эксплуатацию месторождений нефти.

1. Способ добычи нефти, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый глубинный насос, хвостовик с фильтром или без него; откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через хвостовик, в колонну насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, добычу нефти глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, отличающийся тем, что добычу нефти осуществляют по завершении откачки жидкости глушения; в составе компоновки для добычи нефти используют клапанное устройство, установленное между хвостовиком и глубинным штанговым насосом и выполненное с возможностью обеспечения подачи через него жидкости глушения на вход глубинного штангового насоса или нефти с динамического уровня затрубного пространства и ингибиторов с устья скважины на вход глубинного штангового насоса с обеспечением отключения хвостовика.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подачу ингибиторов в клапанное устройство осуществляют в составе рабочей жидкости, поступающей под давлением по трубопроводу от наземной насосной станции и обеспечивающей отключение хвостовика, открытие гидравлических каналов в клапанном устройстве для подачи нефти и рабочей жидкости с ингибиторами на вход глубинного штангового насоса.

3. Клапанное устройство, содержащее корпус с выполненными в нем центральным и боковым каналами, по меньшей мере, двумя отверстиями для сообщения каналов и, по меньшей мере, одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера, установленный с уплотнением в боковом канале с возможностью перекрытия отверстия для сообщения канала с затрубным пространством, и с возможностью фиксации в верхнем положении, ограничитель хода двухпозиционного плунжера, отличающееся тем, что центральный канал корпуса выполнен с возможностью соединения в верхней части со штанговым глубинным насосом и в нижней части - с хвостовиком; ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью обеспечения установки плунжера в нижнем положении; в верхней части бокового канала устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной насосной станцией, обеспечивающей подачу под давлением рабочей жидкости, содержащей ингибиторы, в надплунжерную полость канала; в нижней части бокового канала устроен посадочный узел для установки срывного стопорящего элемента, обеспечивающего фиксацию плунжера в верхнем положении, при котором плунжером перекрыты отверстия для сообщения каналов и отверстие для сообщения с затрубным пространством; плунжер выполнен с возможностью обеспечения сообщения затрубного пространства через него, одно из отверстий для сообщения каналов с центральным каналом и надплунжерной полости через другое отверстие для сообщения каналов с центральным каналом при его установке на ограничителе хода.

4. Клапанное устройство по п.3, отличающееся тем, что ограничитель хода плунжера выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части бокового канала.

5. Клапанное устройство по п.3, отличающееся тем, что в плунжере выполнена кольцевая выемка для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.

6. Клапанное устройство по п.3, отличающееся тем, что в плунжере выполнены осевая полость и радиальные каналы для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.

7. Клапанное устройство по п.3, отличающееся тем, что в надплунжерной полости или в подплунжерной полости бокового канала расположена соответственно пружина сжатия или пружина растяжения, обеспечивающая фиксированное нижнее положение плунжера.

www.findpatent.ru

Технология цементирования хвостовиков - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Technology of cementing tail pipes

V. NIKULIN, A. MUKHAMADIEV, R.GALIMOV, Burenie Co Ltd of Aznakaevskoe UBR, Tatneft JSC

На завершающей стадии разработки, когда доля легко извлекаемых запасов ежегодно сокращается, возникает необходимость ввода в эксплуатацию коллекторов низкой кондиции путем строительства горизонтальных скважин.

There is proposed technology of hauling-down and cementing of upper part of tail pipes when constructing horizontal wells.

При строительстве горизонтальных скважин, при креплении хвостовика, когда он имеет заранее перфорированную часть и цементируется выше фильтра, возникает ряд проблем:– недохождение хвостовика до забоя без промывки через башмак; – некачественное удаление глинистого раствора и шлама в интервале фильтра и заколонном пространстве хвостовика, что отрицательно влияет на дебит скважины. Известные виды оборудования для спуска и цементирования верхней части хвостовиков с щелевыми фильтрами не отвечают требованиям безаварийности и не позволяют производить промывку в интервале фильтра. Это требует дополнительных затрат времени на обеспечение прохождения по хвостовику и очистку заколонного пространства.Предлагаемая техника и технология спуска и цементирования верхней части хвостовиков диаметром 102 и 114 мм, разработанная Азнакаевским УБР совместно с ООО «Нефтяник» (г. Бугульма), устраняют вышеуказанные недостатки и способствуют более успешному проведению работ.В качестве хвостовика используются фильтры с кислоторастворимыми магниевыми заглушками (ОРВ-102, ОРВ-114) или широко применяемые обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм, которые после цементирования верхней части хвостовика вскрываются с применением гидромеханических перфораторов ПГМ-102 (114)М (рис. 1).

Рис. 1. Схема компоновки хвостовика

Компоновка хвостовика спускается в следующей последовательности:– башмак;– обратный клапан;– башмачный сальник;– фильтр ОРВ необходимой длины;– верхний сальник;– обратный эластичный клапан;– обсадные трубы;– (лев) неизвлекаемая часть разъединителя.

Техническая характеристика (табл)

Хвостовик подвешивается на элеватор на роторе. В хвостовик спускаются НКТ, предварительно оснащенные плунжером и шаровым узлом. На НКТ наворачивается «разъединитель». Затем на буровых трубах с периодическими промывками хвостовик спускается до забоя.Далее: – Цементирование верхней части хвостовика осуществляется после предварительного отсоединения по левой резьбе (определяется по индикатору веса).– Перед цементированием в колонну труб бросается шар (диаметр шара ~28 мм), чтобы открыть цементировочные отверстия клапана разрушением срезных винтов при давлении 5,0 – 6,0 МПа (седло останавливается на упоре).– Закачивается расчетное количество цементного раствора через отверстия клапанного узла.– Подается цементировочная пробка, до получения сигнала «стоп» при достижении пробкой шарового клапана.– Инструмент приподнимается на 1,0 м; обратной промывкой через отверстия герметизирующего узла вымывается цементный раствор, находящийся выше «головы» хвостовика.– Затем инструмент извлекается, закрывается устье скважины. Извлеченные из скважины детали подвергаются ревизии и восстановлению для повторного применения.В отличие от известных способов предлагаемая техника и технология цементирования позволяют:во-первых, произвести спуск инструмента с хвостовиком с качественной промывкой до забоя без осложнений; во-вторых, предварительно отсоединить хвостовик до начала цементирования и провести последующую герметизацию «головы» хвостовика при выполнении технологических операций;в-третьих, исключить разбуривание цементировочной пробки и цементного стакана;в-четвертых, за счет конструкции забоя в последующих процессах освоения и эксплуатации производить промывку избирательно, как фильтровой части ствола, так и заколонного пространства (рис. 2). Иные применяемые конструкции исключают эти важные операции для восстановления производительности скважины. Предлагаемое оборудование может быть использовано для монтажа нецементируемых хвостовиков с щелевыми фильтрами с их промывкой по всей длине.

Рис. 2. Технологическая схема промывки, ОПЗ пространства за 102,114 мм хвостовиками:

1 – колонна НКТ, 2 – фильтр хвостовика, 3 – разобщитель с самоуплотняющейся манжетой, 4 – плунжер, 5 – башмачный сальник.

ВыводыСкважина является дорогостоящим капитальным гидротехническим сооружением, предназначенным для длительной эксплуатации. Качественное построение конструкций забоев горизонтальных скважин позволит интенсифицировать добычу нефти из коллекторов низких кондиций при осложненных геологических условиях.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Никулин В.А.

ведущий инженер по креплению скважин

ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

Мухамадиев А.М.

начальник ПТО

ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

Галимов Р.М.

главный технолог

ООО «Бурение» Азнакаевского УБР ОАО «Татнефть»

Ключевые слова: горизонтальные скважины, цементирование хвостовиков, перфоратор, щелевые фильтры, качество конструкции забоя

Keywords: horizontal wells, cementing of tail pipes, perforator, slotted filters, quality of bottom-hole construction

Просмотров статьи: 12746

burneft.ru

Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных. Включает спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента. При этом подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика. Снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом. При этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования. Обеспечивает надежную установку хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства. 2 ил.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных.

Известен способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №1813171, МПК E21B 43/10, бюл. №16 от 30.04.93), включающий спуск хвостовика в скважину, установку его верхней части в нижнем конце предыдущей обсадной колонны и промывку скважины, причем с целью повышения эффективности способа за счет упрощения технологии, снижения материальных затрат и ускорения процесса строительства скважины перед спуском хвостовика в скважину по меньшей мере одну из его труб в верхней части обсадной колонны профилируют с образованием на ней по меньшей мере двух диаметрально противоположных продольных гофр и цилиндрических концов с присоединительными резьбами, а после спуска хвостовика и промывки скважины создают избыточное давление в полости хвостовика и выправляют спрофилированную трубу до полного прижатия ее стенок к стенкам нижнего конца предыдущей обсадной колонны.

Недостатки способа заключаются:

- в сложности обеспечения герметичности разобщения заколонного пространства хвостовика;

- в материальных и временных затратах на фрезерование нижней части предыдущей обсадной колонны и развальцовывание профильной трубы;

- в сложности технологии цементирования хвостовика;

- в невозможности повторного развальцовывания профильной трубы после цементирования, так как зазоры, остающиеся между профильной трубой и стенками обсадной колонны (скважины), заполнены затвердевшим цементным раствором.

Наиболее близким по сущности является способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №2167273, МПК E21B 43/10, бюл. №14 от 20.05.2001), включающий спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске в скважине, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования перед ожиданием твердения цемента, причем перед спуском хвостовика с подвеской в скважину прорезают окно в обсадной колонне с последующим бурением бокового ствола, в который спускают хвостовик с подвеской, выполненной в виде центратора расчетного диаметра со скошенными ребрами для заклинивания в заданном по данным кавернометрии участке бокового ствола скважины, причем подвеску размещают ниже прорезанного окна в боковом стволе скважины.

Недостатки способа заключаются:

- в невозможности заклинивания подвески при большем диаметре бокового ствола, чем расчетный;

- при меньшем диаметре бокового ствола скважины, чем расчетный возможно недохождение хвостовика до заданного интервала установки;

- в ненадежной фиксации подвески, так как для срабатывания отсоединительного устройства необходимо приподнимать бурильные трубы, при этом не происходит заклинивания подвески.

Технической задачей предложения является создание способа, обеспечивающего:

- надежную установку хвостовика любой длины;

- герметичное разобщение заколонного пространства хвостовика.

Техническая задача решается описываемым способом установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающим спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента.

Новым является то, что подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом, при этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования.

На фиг.1 изображена схема хвостовика обсадной колонны перед установкой.

На фиг.2 изображена схема хвостовика обсадной колонны после установки.

Хвостовик обсадной колонны 1 (см. фиг.1) содержит подвеску 2, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, расположенную на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески 2 размещают башмак 3 из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием 4, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески 2 до прижатия ее ребер 5 к стенке скважины 6 перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Хвостовик 1 спускается на бурильных трубах 7 в заданный интервал установки, затем в него подается промывочная жидкость с определенным расходом. При прохождении промывочной жидкости через отверстие 4 башмака 3 создается перепад давления между внутритрубным и затрубным пространствами хвостовика, что приводит к расширению гофрированной подвески 2 до прижатия ее ребер 5 к стенкам скважины 6. Затем в заколонное пространство хвостовика через бурильные трубы 7 и отверстие 4 подается цементный раствор. Благодаря тому что диаметр трубы и количество гофр 8 (см. фиг.2) подвески 2 выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы 9, подъем цемента осуществляется через эти достаточные для прокачивания цемента каналы 9 и производится отворот бурильных труб 7 от хвостовика 6, нижняя часть которого удерживается в неподвижном состоянии за счет сил трения ребер 5 подвески 2 о стенки скважины. После чего промывкой вымываются остатки цементного раствора выше верхней трубы хвостовика и бурильные трубы поднимаются из скважины. Благодаря диаметру трубы и выбранному количеству гофр 8 подвески 2 обеспечивается внутренний канал 10, достаточный для прохода скважинного оборудования.

Преимущество предлагаемого способа заключается в надежной установке хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства.

Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающий спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента, отличающийся тем, что подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом, при этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования.

www.findpatent.ru

Использование - хвостовик - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Использование - хвостовик

Cтраница 1

Использование хвостовика обеспечивает поступление 80 - 90 % общего объема газа в кольцевое пространство.  [2]

Предпочтительно использование хвостовика в пределах продуктивной толщи с тем, чтобы избежать в процессе бурения повреждения колонны в верхней части.  [3]

Эта система предусматривает использование укороченных хвостовиков, аналогичных по длине хвостовикам HSK, но отличающихся от последних отсутствием внутри конуса пустот для его облегчения и возможности размещения в этих пустотах устройства затягивания хвостовика в конус шпинделя. Передача крутящего момента производится шпонками на торце шпинделя, входящими в пазы на фланце инструмента.  [4]

Фактические данные о проводке глубоких скважин позволяют выделить следующие основные особенности их конструкции: многоколонность, использование хвостовиков и комбинированных колонн, малые кольцевые зазоры между муфтой спускаемой колонны и стенкой скважины, применение колонн со сварными соединениями, большие необсаженные участки ствола в ходе бурения и подъем тампонажного раствора на значительную высоту.  [5]

Здесь рассматривается лишь непосредственный эффект or облегчения смеси на забойном участке, которое происходит в результате использования хвостовика. Основной эффект от снижения обводненности нефти ( эффект в добыче, сборе, подготовке нефти и воды) рассчитывается по известным методикам и здесь не приводится.  [6]

Здесь рассматривается лишь непосредственный эффект от облегчения смеси на забойном участке, которое происходит в результате использования хвостовика. Основной эффект от снижения обводненности нефти ( эффект в добыче, сборе, подготовке-нефти и воды) рассчитывается по известным методикам и здесь-не приводится.  [7]

В некоторых случаях можно менять в компоновке местоположение отдельных узлов. Так, при испытании слабосцементированных коллекторов и использовании хвостовиков длиной более 80 - 100 м, когда есть опасность его прихвата, а прихват пакера маловероятен, целесообразна установка ясса под па-кером.  [8]

Период IV отражает процесс повторного повышения обводненности нефти, природа которого также связана с меньшей вязкостью воды по сравнению с вязкостью нефти. Хотя механизм формирования опрокинутого конца в ПЗП в результате использования забойного хвостовика требует и промыслового исследования. Условно концом IV периода, Tmin, можно считать момент, когда давление на забое станет равным Р заб. Именно начиная с момента ттш, можно извлекать забойный хвостовик, например при очередном подземном ремонте насосной скважины.  [9]

Период IV отражает процесс повторного повышения обводненности нефти, природа которого также связана с меньшей вязкостью воды по сравнению с вязкостью нефти. Хотя механизм формирования опрокинутого конца в ПЗП в результате использования забойного хвостовика требует и промыслового исследования. Условно концом IV периода, Ттш, можно считать момент, когда давление на забое станет равным Р заб. Именно начиная с момента ттш, можно извлекать забойный хвостовик, например при очередном подземном ремонте насосной скважины.  [10]

Величины критического дебита для скважин с обсадными колоннами 146 мм и выше, как правило, лежат за пределами возможностей существующих глубинных насосов. Поэтому единственный технически доступный способ уменьшения критического дебита в обсадной колонне - использование хвостовиков.  [12]

К безреагентпным методам предотвращения отложения солей относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания пластового давления; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов добычи нефти: своевременное проведение необходимых водоизоляцион-ных работ; ограничение движения воды в высокоироницаемыл пропластках послойно-неоднородного продуктивного пласта; поддержание повышенных давлений на забоях добывающих скважин; использование хвостовиков, диспергаторов; различные конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.  [13]

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания пластового давления; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов добычи нефти: своевременное проведение необходимых водоизоляцион-ных работ, ограничение движения воды в высокопроницаемых пропластках послойно-неоднородного продуктивного пласта; поддержание повышенных давлении на забоях добывающих скважин; использование хвостовиков, диспергаторов; различные конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.  [14]

Наиболее распространенными методами сварки титановых сплавов являются аргонопуговая, электронно-лучевая, плазменная, автоматическая под слоем специальных бескислородных флюсов, электрошлаковая с применением этих же флюсов, контактная и термодиффузионная сварка в вакууме. Все эти методы обеспечивают хорошую защиту металла от взаимодействия с атмосферой. Повышенная активность титана по отношению к газам при температурах 500 С требует защиты не только расплавленного металла, но и той части шва, которая нагрета до высокой температуры. При аргонодуговой сварке это достигается при использовании хвостовика у сопла горелки, в который подается аргон, и специальных подкладок, позволяющих защитить аргоном обратную сторону шва. Более радикальным способом защиты является сварка в камерах с контролируемой атмосферой, когда деталь защищается равномерно со всех сторон. При электрошлаковой и автоматической сварке под флюсом нагретые участки сварных соединений, не закрытые шлаком, защищают аргоном.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru


Смотрите также