EA004817B1 - Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка для его осуществления - Google Patents
Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA004817B1 EA004817B1 EA200301066A EA200301066A EA004817B1 EA 004817 B1 EA004817 B1 EA 004817B1 EA 200301066 A EA200301066 A EA 200301066A EA 200301066 A EA200301066 A EA 200301066A EA 004817 B1 EA004817 B1 EA 004817B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- diameter
- well
- jet pump
- packer
- less
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/02—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid
- F04F5/10—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid displacing liquids, e.g. containing solids, or liquids and elastic fluids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/44—Component parts, details, or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04F5/02 - F04F5/42
Abstract
Изобретение относится к струйным установкам для добычи нефти из скважин. Перед спуском на колонке насосно-компрессорных труб (НТК) устанавливают насос, узел для разъединения и соединения, клапанный узел, пакер и хвостовик. После распакировки пакера в скважину на посадочное место в проходном канале насоса спускают на кабеле перфоратор. Создают депрессию на пласт, подрывают перфоратор против продуктивного пласта и проводят его дренирование. Заменяют перфоратор на излучатель и приёмник-преобразователь физических полей и при работающем насосе проводят исследование пласта. Извлекают последние, сбрасывают в скважину клапанную установку и блокирующую вставку, разобщающую полость колонны НКТ от окружающего пространства. Запускают скважину в работу фонтанным способом. При снижении дебита скважину глушат, заменяют блокирующую вставку на депрессионную с манометром дебитометром и при откачке флюида замеряют дебиты скважины. По показаниям приборов строят график зависимости дебита от забойного давления и, интерпретируя его, определяют типоразмер насоса. Спускают на колонне НКТ насос нужного типоразмера и запускают скважину в работу принудительным способом. Изобретение направлено на повышение надёжности работы установки.
Description
Область применения
Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам для добычи нефти из скважин.
Предшествующий уровень техники
Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, размещение перфоратора против продуктивного пласта и подрыв перфоратора с последующим прокачиванием жидкой рабочей среды через струйный насос (8И 1146416 А).
Из указанного выше источника известна скважинная струйная установка, включающая установленный в скважине на колонне насоснокомпрессорных труб струйный насос и размещенный ниже струйного насоса перфоратор.
Данная установка позволяет проводить перфорацию скважины и откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта, однако строго определенное расположение перфоратора относительно струйного насоса в ряде случаев не позволяет найти оптимальное положение перфоратора и струйного насоса относительно продуктивного пласта, что снижает эффективность проводимой работы по дренированию скважины.
Наиболее близким к изобретению в части способа, как объекту изобретения, по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, включающий установку на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса с проходным каналом и пакера, спуск этой сборки в скважину, распакеровку пакера и создание необходимой депрессии в подпакерной зоне путем откачки струйным насосом технологической жидкости из подпакерной зоны (РИ 2121610 С1).
Из этого же патента известна скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер с центральным каналом и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса подключен к пространству, окружающему колонну труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса подключен к внутренней полости колонны труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подачи жидкой рабочей среды в активное сопло подключен к внутренней полости колонны труб выше герметизирующего узла.
Данные способ работы скважинной струйной установки и установка для его осуществления позволяют проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня установки струйного насоса, в том числе путем снижения перепада давлений над и под герметизирующим узлом. Однако известная установка не позволяет в полной мере использовать ее возможности, что связано с неоптимальными расположением и соотношениями размеров различных элементов конструкции скважинной струйной установки.
Раскрытие изобретения
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является оптимизация расположения и размеров различных элементов конструкции установки и за счет этого повышение надежности работы скважинной струйной установки.
Указанная задача в части способа решается за счет того, что в способе работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин, включающем установку на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса с проходным каналом и пакера, спуск этой сборки в скважину, распакеровку пакера и создание необходимой депрессии в цодпакерной зоне путем откачки струйным насосом технологической жидкости из подпакерной зоны, согласно изобретению колонна насосно-компрессорных труб дополнительно снабжена: узлом для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб, клапанным узлом с посадочным местом для установки обратного клапана, хвостовиком с входной воронкой и установленным в стенке колонны насоснокомпрессорных труб над струйным насосом циркуляционным клапаном, при этом вначале производят сборку колонны насосно-компрессорных труб путем последовательной установки сверху вниз на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса, узла для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб, клапанного узла с посадочным местом для установки обратного клапана, пакера и хвостовика с входной воронкой, при спуске пакер устанавливают на расстоянии не менее чем на 50 м выше кровли продуктивного пласта, а входную воронку - не более чем на 2 м выше кровли этого пласта, после распакеровки пакера производят спуск в скважину на каротажном кабеле перфоратора с установленным над ним герметизирующим узлом, который садится на посадочное место в проходном канале струйного насоса, причем перфоратор располагают против продуктивного пласта, далее струйным насосом создают необходимую депрессию на пласт, подрывают перфоратор и проводят дренирование пласта до полной замены под пакером технологической жидкости на пластовый флюид, далее извлекают перфоратор с герметизирующим узлом на поверхность, спускают в скважину на каротажном кабеле излучатель и приемникпреобразователь физических полей с герметизирующим узлом и при работающем струйном насосе проводят исследование пласта в зоне перфорации и поступающего в скважину пластового флюида, потом извлекают из скважины излучатель и приемник-преобразователь физических полей с герметизирующим узлом, сбрасывают в скважину клапанную вставку с обратным клапаном, которая садится на посадочное место в клапанном узле, а также блокирующую вставку с перепускным каналом, которая садится на посадочное место в проходном канале струйного насоса и разобщает внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и пространство, окружающее колонну труб, далее путем подачи в окружающее колонну труб пространство облегченной жидкости или инертного газа через циркуляционный клапан задавливают ее(его) во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб, снижая гидростатическое давление в призабойной зоне, и запускают скважину в работу фонтанным способом, а после снижения дебита скважины из-за истощения энергии пласта глушат скважину через циркуляционный клапан жидкостью повышенной плотности с закрытием обратного клапана, предотвращающим попадание жидкости повышенной плотности в подпакерное пространство, извлекают блокирующую вставку, сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб депрессионную вставку с автономным манометром и дебитомером и путем подачи жидкой рабочей среды в активное сопло струйного насоса проводят откачку пластового флюида при разных депрессиях, замеряя при этом дебиты скважины на поверхности и под струйным насосом, после чего извлекают депрессионную вставку с автономными манометром и дебитомером, снимают с них показания забойных давлений и дебитов, строят график зависимости дебита от забойного давления и путем его интерпретации определяют типоразмер насоса, необходимого для принудительной добычи нефти, далее с помощью узла для разъединения и соединения колонны отсоединяют струйный насос с вышестоящей колонной насосно-компрессорных труб, поднимают их на поверхность, спускают на колонне насосно-компрессорных труб насос для добычи нефти необходимой производительности, соединяют его с помощью узла для разъединения и соединения колонны с оставленной в скважине частью сборки колонны труб и запускают скважину в работу принудительным способом.
Указанная задача в части установки решается за счет того, что скважинная струйная установка содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса подключен к пространству, окружающему колонну труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса подключен к внутренней полости колонны труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подачи рабочей среды в активное сопло подключен к внутренней полости колонны труб выше герметизирующего узла, при этом согласно изобретению колонна насосно-компрессорных труб снабжена хвостовиком с входной воронкой, клапанным узлом с посадочным местом для установки клапанной вставки с обратным клапаном, узлом для разъединения и соединения колонны насоснокомпрессорных труб и установленным в ее стенке над струйным насосом циркуляционным клапаном, пакер выполнен с центральным каналом, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, приемникпреобразователь физических полей выполнен с возможностью его замены на перфоратор или прибор для акустического воздействия на пласт или пласты, при этом диаметр Д14 канала подачи рабочей среды не меньше внутреннего диаметра Д13 камеры смешения, диаметр Д6 проходного канала ниже посадочного места не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д3 выше посадочного места, диаметр Д4 герметизирующего узла не менее, чем на 1,4 мм меньше диаметра Д1 внутренней полости насосно-компрессорных труб, диаметр Д5 осевого канала в герметизирующем узле не менее чем на 0,008 мм больше диаметра Д2 каротажного кабеля, диаметр Д10 излучателя и приемника-преобразователя физических полей не менее чем на 1,4 мм меньше диаметра Д6 проходного канала ниже посадочного места, диаметр Дд центрального канала пакера больше диаметра излучателя и преобразователя физических полей не менее чем на 1,4 мм, диаметр Д8 проходного канала клапанного узла ниже посадочного места для клапанной вставки не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д7 выше посадочного места, диаметр Д16 клапанной вставки с обратным клапаном не менее чем на 1 мм меньше диаметра Д6 проходного канала струйного насоса под посадочным местом, внешний диаметр Д15 струйного насоса не менее чем на г мм меньше внутреннего диаметра Д11 обсадной колонны, внутренний диаметр Д13 камеры смешения находится в пределах от 1,2 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 со пла, расстояние Ь1 между срезами сопла и камеры смешения находится в пределах от 0,4 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 сопла, а длина Ь2 герметизирующего узла не меньше его внешнего диаметра Д4, блокирующая вставка имеет перепускной канал диаметром Д17 не менее 20 мм и снабжена головкой для ее извлечения из скважины, а излучатель и приемникпреобразователь физических полей выполнены с возможностью их работы в подпакерной зоне как при работающем струйном насосе, так и при его остановке.
Анализ работы скважинной струйной установки показал, что надежность работы установки можно повысить как путем оптимизации последовательности действий при испытании и освоении скважин, так и путем более оптимального расположения в корпусе струйного насоса и выполнения различных элементов конструкции установки со строго определенными размерами.
Было выявлено, что указанная выше последовательность действий позволяет наиболее эффективно использовать энергию взрыва при проведении работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта, при этом созданы условия, предотвращающие осаждение в скважине после проведения ее перфорации кольматирующих частиц и других сред, которые приводят к снижению проницаемости продуктивного пласта, что достигается за счет создания депрессии в подпакерной зоне. При созданной депрессии струйный насос удаляет из продуктивного пласта указанные выше частицы и среды, а с помощью излучателя и приемникапреобразователя физических полей проводится исследование скважины или воздействие на пласт или пласты физическими полями. Одновременно предоставляется возможность контролировать величину депрессии путем управления скоростью прокачки жидкой рабочей среды. Кроме того, при проведении испытания пластов можно регулировать режим откачки посредством изменения давления жидкой рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса. В ходе проведения исследования обеспечена возможность перемещения излучателя и приемникапреобразователя физических полей вдоль скважины, причем исследование можно проводить как при работающем струйном насосе, так и при его остановке. Перекрытие блокирующей вставкой как канала подачи жидкой рабочей среды, так и канала подвода откачиваемой из скважины среды позволяет предотвратить попадание в струйный насос посторонних предметов, которые могут засорить струйный насос, что также позволяет повысить надежность работы установки.
Установка в колонне насосно-компрессорных труб ниже струйного насоса обратного клапана позволяет предотвратить попадание в скважину продуктов перфорации пласта при возможных остановках работы в скважине, например, при смене оборудования. Кроме того, это позволяет провести более точные измерения параметров скважины, что позволяет провести более качественную обработку скважины и подготовку ее к эксплуатации. Выполнение выше струйного насоса в стенке колонны насоснокомпрессорных труб циркуляционного клапана позволяет проводить смену среды в колонне насосно-компрессорных труб и регулировать гидростатическое давление в призабойной зоне. Таким образом, данный способ работы позволяет проводить качественное освоение скважин после бурения, всестороннее их исследование и испытание в различных режимах.
В ходе исследования было установлено, что диаметр канала подачи жидкой рабочей среды не может быть выбран произвольно. Это связано с тем, что излишне большой диаметр указанного канала приводит к снижению прочности установки, а излишне маленький диаметр этого канала приводит к снижению производительности струйного насоса. В этой связи было установлено, что выполнение диаметра канала подачи жидкой рабочей среды не меньше внутреннего диаметра камеры смешения, а также выполнение внутреннего диаметра камеры смешения в пределах от 1,2 до 1,4 внутреннего диаметра сопла и выполнение расстояния между срезами сопла и камеры смешения в пределах от 0,4 до 1,4 внутреннего диаметра сопла, позволяет обеспечить подачу необходимого количества жидкой рабочей среды в сопло струйного насоса и обеспечить максимально возможную производительность струйного насоса при достижении необходимой прочности корпуса струйного насоса, выполнение диаметра проходного канала ниже посадочного места не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра выше посадочного места, позволяет обеспечить герметичную установку на посадочном месте герметизирующего узла и других вставок, например, блокирующей, что предотвращает перетекание среды вдоль стенки установленной на посадочное место вставки. Верхний предел определяется конструктивными особенностями посадочного узла и размерами скважины. Выполнение диаметра герметизирующего узла не менее, чем на 1,4 мм меньше диаметра внутренней полости насоснокомпрессорных труб позволяет избежать возможное застревание вставки при ее спуске и установке на посадочном месте. Как указано выше, в процессе работы установки необходимо перемещать на кабеле приборы и оборудование вдоль скважины и в тоже время необходимо минимизировать перетекание среды через осевой канал герметизирующего узла. Этого удалось добиться при выполнении диаметра осевого канала в герметизирующем узле не менее чем на 0,008 мм больше диаметра кабеля, на котором установлены приборы и оборудование. Выполнение диаметра излучателя и приемника
Ί преобразователя физических полей и диаметра перфоратора не менее, чем на 1,4 мм меньше диаметра проходного канала ниже посадочного места, а также выполнение диаметра центрального канала пакера больше диаметра излучателя и преобразователя физических полей и диаметра перфоратора не менее, чем на 1,4 мм и выполнение диаметра клапанной вставки с обратным клапаном не менее, чем на 1 мм меньше диаметра проходного канала струйного насоса под посадочным местом позволяют избежать застревания излучателя и приемника-преобразователя физических полей, перфоратора клапанной вставки при их установке и перемещении вдоль колонны насосно-компрессорных труб. Выполнение диаметра проходного канала клапанного узла ниже посадочного места для клапанной вставки не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра выше посадочного места позволяет обеспечить герметичную установку клапанной вставки с обратным клапаном на посадочном месте с исключением перетечки среды из пространства скважины над обратным клапаном. Выполнение внешнего диаметра струйного насоса не менее чем на 2 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны позволяет пропустить из струйного насоса максимально возможное по производительности струйного насоса количество откачиваемой из скважины среды с минимальными гидравлическими потерями. Что касается верхнего предела, то он определяется прочностными характеристиками конструкции струйного насоса и в первую очередь корпуса струйного насоса и минимально допустимыми размерами внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб. Длина герметизирующего узла должна быть не меньше его внешнего диаметра. Это предотвращает возникновение перекоса при установке герметизирующего узла на посадочное место и, как следствие, предотвращается переток среды вдоль стенки герметизирующего узла и застревание узла в процессе его установки и снятия. Блокирующая вставка должна иметь перепускной канал диаметром не менее 20 мм и должна быть снабжена головкой для ее извлечения из скважины. При выполнении перепускного канала менее 20 мм имеет место очень большое гидравлическое сопротивление, что резко снижает производительность работ при проведении испытаний и освоении скважины. В ряде случаев это интенсифицирует процесс закупорки перепускного канала, что приводит к срыву работ на скважине.
Таким образом, указанная выше совокупность взаимозависимых параметров и последовательности действий обеспечивает решение поставленной в изобретении задачи - оптимизацию способа работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и оптимизацию расположения и размеров различных элементов конструкции установки и за счет этого повышение надежности работы скважинной струйной установки.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлен продольный разрез установки с установленными герметизирующем узлом и перфоратором.
На фиг. 2 представлен продольный разрез установки с установленными герметизирующим узлом, излучателем и приемником-преобразователем физических полей.
На фиг. 3 представлен продольный разрез установки с установленной блокирующей вставкой.
На фиг. 4 представлен продольный разрез установки с установленными депрессионной вставкой с автономными манометром и дебитомером и клапанной вставкой.
На фиг. 5 представлен продольный разрез установки с извлеченной колонной насоснокомпрессорных труб со струйным насосом.
На фиг. 6 представлен продольный разрез установки с установленным насосом для добычи нефти.
На фиг. 7 представлен вырыв А по фиг. 1.
На фиг. 8 представлен продольный разрез герметизирующего узла.
Лучший вариант осуществления изобретения
Скважинная струйная установка содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб 1 пакер 2 с центральным каналом 3 и струйный насос 4 с активным соплом 5, камерой смешения 6 и проходным каналом 7 с посадочным местом 8 для установки герметизирующего узла 9 с осевым каналом 10, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей 11, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос 4 откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле 12, пропущенным через осевой канал 10 герметизирующего узла 9. Выход струйного насоса 4 подключен к пространству, окружающему колонну насосно-компрессорных труб 1, вход канала 13 подвода откачиваемой среды струйного насоса 4 подключен к внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб 1 ниже герметизирующего узла 9, а вход канала 14 подачи жидкой рабочей среды в активное сопло 5 подключен к внутренней полости колонны насоснокомпрессорных труб 1 выше герметизирующего узла 9. Установка выполнена с возможностью установки на каротажном кабеле 12 перфоратора 15. Колонна насосно-компрессорных труб 1 снабжена хвостовиком 16 с входной воронкой 17, клапанным узлом 18 с посадочным местом 19 для установки клапанной вставки 20 с обратным клапаном 21, узлом 22 для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб 1 и установленным в ее стенке над струйным насосом 4 циркуляционным клапаном 23, герметизирующий узел 9 установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей 24, опрессовочной, депрессионной 25 и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, например депрессионная вставка 25 выполнена с автономными приборами 26 - манометром и дебитометром, излучатель и преемник-преобразователь физических полей 11 выполнен с возможностью его замены на перфоратор 15 или прибор для акустического воздействия на пласт или пласты, при этом диаметр Д14 канала 14 подачи рабочей среды не меньше внутреннего диаметра Д13 камеры смешения 6, диаметр Д6 проходного канала 7 ниже посадочного места 8 не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д3 выше посадочного места 8, диаметр Д4 герметизирующего узла 9 не менее, чем на 1,4 мм меньше диаметра Д1 внутренней полости насосно-компрессорных труб 1, диаметр Д5 осевого канала 10 в герметизирующем узле 9 не менее, чем на 0,008 мм больше диаметра Д2 каротажного кабеля 12, диаметр Д10 излучателя и приемникапреобразователя физических полей 11 не менее, чем на 1,4 мм меньше диаметра Д6 проходного канала 7 ниже посадочного места 8, диаметр Д9 центрального канала 3 пакера 2 больше диаметра излучателя и преобразователя физических полей 11 не менее, чем на 1,4 мм, диаметр Д8 проходного канала 27 клапанного узла 18 ниже посадочного места 19 для клапанной вставки 20 не менее, чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д7 выше посадочного места 19, диаметр Д16 клапанной вставки 20 с обратным клапаном 21 не менее чем на 1 мм меньше диаметра Д6 проходного канала 7 струйного насоса 4 под посадочным местом 8, внешний диаметр Д15 струйного насоса 4 не менее чем на 2 мм меньше внутреннего диаметра Д11 обсадной колонны 28, внутренний диаметр Д13 камеры смешения 6 находится в пределах от 1,2 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 сопла 5, расстояние Ь1 между срезами сопла 5 и камеры смешения 6 находится в пределах от 0,4 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 сопла 5, а длина Ь2 герметизирующего узла 9 не меньше его внешнего диаметра Д4, блокирующая вставка 24 имеет перепускной канал 29 диаметром Д17 не менее 20 мм и снабжена головкой 32 для ее извлечения из скважины, а излучатель и приемник-преобразователь физических полей 11 выполнены с возможностью их работы в подпакерной зоне как при работающем струйном насосе 4, так и при его остановке.
Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин реализуется следующим образом.
Вначале производят сборку колонны насосно-компрессорных труб 1 путем последовательной установки сверху вниз на колонне насосно-компрессорных труб 1 струйного насоса 4, узла 22 для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб 1, клапанного узла 18 с посадочным местом 19 для уста новки обратного клапана 21, пакера 2 с центральным каналом 3 и хвостовика 16 с входной воронкой 17. Затем производят спуск этой сборки в скважину и распакеровку пакера 2, причем при спуске пакер 2 устанавливают на расстоянии не менее чем на 50 м выше кровли продуктивного пласта 30, а входную воронку 17 - не более, чем на 2 м выше кровли этого пласта 30. После распакеровки пакера 2 производят спуск в скважину на каротажном кабеле 12 перфоратора 15 с установленным над ним герметизирующим узлом 9, который садится на посадочное место 8 в проходном канале 7 струйного насоса 4, причем перфоратор 15 располагают против продуктивного пласта 30, далее струйным насосом 4 создают необходимую депрессию на пласт, производят подрыв перфоратора 15 и проводят дренирование, например длительное, пласта до полной замены под пакером 2 технологической жидкости на пластовый флюид путем подачи жидкой рабочей среды в сопло 5 струйного насоса 4 и откачки струйным насосом 4 технологической жидкости из подпакерной зоны с созданием необходимой для откачки технологической жидкости депрессии в подпакерной зоне. Далее извлекают перфоратор 15 с герметизирующим узлом 9 на поверхность и спускают в скважину на каротажном кабеле 12 излучатель и приемник-преобразователь физических полей 11 с герметизирующим узлом 9. Исследование пласта 30 в зоне перфорации и поступающего в скважину пластового флюида производят при работающем струйном насосе 4. Потом извлекают из скважины излучатель и приемник-преобразователь физических полей 11 с герметизирующим узлом 9 и сбрасывают в скважину клапанную вставку 20 с обратным клапаном 21, которая садится на посадочное место 19 в клапанном узле 18, а также блокирующую вставку 24 с перепускным каналом 29, которая садится на посадочное место 8 в проходном канале 7 струйного насоса 4. Блокирующая вставка 24 разобщает внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб 1 и пространство, окружающее колонну насоснокомпрессорных труб 1. Путем подачи в окружающее колонну труб 1 пространство облегченной жидкости или инертного газа через циркуляционный клапан 23 задавливают ее (его) во внутреннюю полость колонны насоснокомпрерсорных труб 1, снижая тем самым гидростатическое давление в призабойной зоне, что позволяет запустить скважину в работу фонтанным способом. После снижения дебита скважины из-за истощения энергии пласта 30 глушат скважину через циркуляционный клапан 23 или циркуляционные клапаны 23 жидкостью повышенной плотности с закрытием обратного клапана 21, предотвращающим попадание жидкости повышенной плотности в подпакерное пространство и засорение пласта 30. Далее извлекают блокирующую вставку 24 и сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб 1 депрессионную вставку 25 с автономными приборами 26. В данном случае это манометр и дебитомер. Путем подачи жидкой рабочей среды в активное сопло 5 струйного насоса 4 проводят откачку пластового флюида при разных депрессиях, замеряя при этом дебиты скважины на поверхности и под струйным насосом 4, после чего извлекают депрессионную вставку 25 с автономными манометром и дебитомером, снимают с них показания забойных давлений и дебитов и строят график зависимости дебита от забойного давления. Интерпретацией полученных результатов замеров определяют типоразмер насоса 31, необходимого для принудительной добычи нефти. Затем с помощью узла 22 для разъединения и соединения колонны труб 1 отсоединяют струйный насос 4 с вышестоящей колонной насосно-компрессорных труб 1, поднимают их на поверхность, спускают на колонне насоснокомпрессорных труб 1 насос 31 для добычи нефти необходимой производительности, соединяют его с помощью узла 22 для разъединения и соединения колонны 1 с оставленной в скважине частью сборки колонны труб 1 и запускают скважину в работу принудительным способом.
Промышленная применимость
Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при испытании и освоении скважин, а также в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.
Claims (2)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин, включающий установку на колонне насоснокомпрессорных труб струйного насоса с проходным каналом и пакера, спуск этой сборки в скважину, распакеровку пакера и создание необходимой депрессии в подпакерной зоне путем откачки струйным насосом технологической жидкости из подпакерной зоны, отличающийся тем, что колонна насосно-компрессорных труб дополнительно снабжена узлом для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб, клапанным узлом с посадочным местом для установки обратного клапана, хвостовиком с входной воронкой и установленным в стенке колонны насосно-компрессорных труб над струйным насосом циркуляционным клапаном, при этом вначале производят сборку колонны насосно-компрессорных труб путем последовательной установки сверху вниз на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса, узла для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб, клапанного узла с посадочным местом для установки обратного клапана, пакера и хвостовика с входной воронкой, при спуске пакер устанавливают на расстоянии не менее чем на 50 м выше кровли продуктивного пласта, а входную воронку не более, чем на 2 м выше кровли этого пласта, после распакеровки пакера производят спуск в скважину на каротажном кабеле перфоратора с установленным над ним герметизирующим узлом, который садится на посадочное место в проходном канале струйного насоса, причем перфоратор располагают против продуктивного пласта, далее струйным насосом создают необходимую депрессию на пласт, подрывают перфоратор и проводят дренирование пласта до полной замены под пакером технологической жидкости на пластовый флюид, далее извлекают перфоратор с герметизирующим узлом на поверхность, спускают в скважину на каротажном кабеле излучатель и приемник-преобразователь физических полей с герметизирующим узлом и при работающем струйном насосе проводят исследование пласта в зоне перфорации и поступающего в скважину пластового флюида, потом извлекают из скважины излучатель и приемник-преобразователь физических полей с герметизирующим узлом, сбрасывают в скважину клапанную вставку с обратным клапаном, которая садится на посадочное место в клапанном узле, а также блокирующую вставку с перепускным каналом, которая садится на посадочное место в проходном канале струйного насоса и разобщает внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и пространство, окружающее колонну насоснокомпрессорных труб, далее путем подачи в окружающее колонну насосно-компрессорных труб пространство облегченной жидкости или инертного газа через циркуляционный клапан задавливают ее(его) во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб, снижая гидростатическое давление в призабойной зоне, и запускают скважину в работу фонтанным способом, а после снижения дебита скважины из-за истощения энергии пласта глушат скважину через циркуляционный клапан жидкостью повышенной плотности с закрытием обратного клапана, предотвращающим попадание жидкости повышенной плотности в подпакерное пространство, извлекают блокирующую вставку, сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб депрессионную вставку с автономным манометром и дебитомером и путем подачи жидкой рабочей среды в активное сопло струйного насоса проводят откачку пластового флюида при разных депрессиях, замеряя при этом дебиты скважины на поверхности и под струйным насосом, после чего извлекают депрессионную вставку с автономными манометром и дебитомером, снимают с них показания забойных давлений и дебитов, строят график зависимости дебита от забойного давления и путем его интерпретации определяют типоразмер насоса, необходимого для принудительной добычи нефти, далее с помощью узла для разъединения и соединения колонны отсоединяют струйный насос с вышестоящей колонной насоснокомпрессорных труб, поднимают их на поверхность, спускают на колонне насоснокомпрессорных труб насос для добычи нефти необходимой производительности, соединяют его с помощью узла для разъединения и соединения колонны с оставленной в скважине частью сборки колонны труб и запускают скважину в работу принудительным способом.
- 2. Скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насоснокомпрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струнного насоса подключен к пространству, окружающему колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса подключен к внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подачи жидкой рабочей среды в активное сопло подключен к внутренней полости колонны насоснокомпрессорных труб выше герметизирующего узла, отличающаяся тем, что колонна насоснокомпрессорных труб снабжена хвостовиком с входной воронкой, клапанным узлом с посадочным местом для установки клапанной вставки с обратным клапаном, узлом для разъединения и соединения колонны насосно-компрессорных труб и установленным в ее стенке над струйным насосом циркуляционным клапаном, пакер выполнен с центральным каналом, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинны ми приборами, излучатель и приемникпреобразователь физических полей выполнен с возможностью его замены на перфоратор или прибор для акустического воздействия на пласт или пласты, при этом диаметр Д14 канала подачи рабочей среды не меньше внутреннего диаметра Д13 камеры смешения, диаметр Д6 проходного канала ниже посадочного места не менее чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д3 выше посадочного места, диаметр Д4 герметизирующего узла не менее чем на 1,4 мм меньше диаметра Д1 внутренней полости насосно-компрессорных труб, диаметр Д5 осевого канала в герметизирующем узле не менее чем на 0,008 мм больше диаметра Д2 каротажного кабеля, диаметр Д10 излучателя и приемника-преобразователя физических полей не менее чем на 1,4 мм меньше диаметра Д6 проходного канала ниже посадочного места, диаметр Дд центрального канала пакера больше диаметра излучателя и преобразователя физических полей не менее чем на 1,4 мм, диаметр Д8 проходного канала клапанного узла ниже посадочного места для клапанной вставки не менее чем на 0,7 мм меньше его диаметра Д7 выше посадочного места, диаметр Д16 клапанной вставки с обратным клапаном не менее чем на 1 мм меньше диаметра Д6 проходного канала струйного насоса под посадочным местом, внешний диаметр Д15 струйного насоса не менее чем на 2 мм меньше внутреннего диаметра Д11 обсадной колонны, внутренний диаметр Д13 камеры смешения находится в пределах от 1,2 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 сопла, расстояние Ь1 между срезами сопла и камеры смешения находится в пределах от 0,4 до 1,4 внутреннего диаметра Д12 сопла, а длина Ь2 герметизирующего узла не меньше его внешнего диаметра Д4, блокирующая вставка имеет перепускной канал диаметром Д17 не менее 20 мм и снабжена головкой для ее извлечения из скважины, а излучатель и приемникпреобразователь физических полей выполнены с возможностью их работы в подпакерной зоне как при работающем струйном насосе, так и при его остановке.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001113318/06A RU2188342C1 (ru) | 2001-05-21 | 2001-05-21 | Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка |
| PCT/RU2002/000193 WO2002095238A1 (fr) | 2001-05-21 | 2002-04-24 | Procede d'utilisation d'un appareil de fond de puits a jet pour tester et mettre en valeur des puits et appareil de fond de puits a jet correspondant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200301066A1 EA200301066A1 (ru) | 2004-04-29 |
| EA004817B1 true EA004817B1 (ru) | 2004-08-26 |
Family
ID=20249666
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200301066A EA004817B1 (ru) | 2001-05-21 | 2002-04-24 | Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка для его осуществления |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7025139B2 (ru) |
| CA (1) | CA2445787C (ru) |
| EA (1) | EA004817B1 (ru) |
| RU (1) | RU2188342C1 (ru) |
| WO (1) | WO2002095238A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188970C1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-09-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка |
| AU2003252627A1 (en) * | 2002-09-04 | 2004-03-29 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Operating method for a well jet device in horizontal well testing and development and well jet device for carrying out said method |
| US7640979B2 (en) * | 2006-06-23 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System for well logging |
| RU2334130C1 (ru) * | 2007-07-09 | 2008-09-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(11-20)дш и способ ее работы |
| US8256537B2 (en) * | 2009-02-16 | 2012-09-04 | John Adam | Blasting lateral holes from existing well bores |
| US8881994B2 (en) | 2009-12-16 | 2014-11-11 | General Electric Company | Low frequency synthetic jet actuator and method of manufacturing thereof |
| WO2012166643A2 (en) * | 2011-05-27 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve system for cable deployed electric submersible pump |
| CA2877194C (en) * | 2011-07-06 | 2020-01-21 | Source Rock Energy Partners Inc. | Jet pump data tool system |
| CN110878684A (zh) * | 2018-09-06 | 2020-03-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 排水采气装置 |
| CN109723427B (zh) * | 2018-12-27 | 2022-11-11 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种可井下分离的验封装置及方法 |
| CN113137210A (zh) * | 2021-04-01 | 2021-07-20 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种气井无油管空心抽油泵全生命周期排液采气装置及方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4293283A (en) * | 1977-06-06 | 1981-10-06 | Roeder George K | Jet with variable throat areas using a deflector |
| SU1146416A1 (en) * | 1983-12-21 | 1985-03-23 | Ivano Frankovsk I Nefti Gaza | Borehole perforator |
| US4664603A (en) * | 1984-07-31 | 1987-05-12 | Double R Petroleum Recovery, Inc. | Petroleum recovery jet pump pumping system |
| US4605069A (en) * | 1984-10-09 | 1986-08-12 | Conoco Inc. | Method for producing heavy, viscous crude oil |
| US4603735A (en) * | 1984-10-17 | 1986-08-05 | New Pro Technology, Inc. | Down the hole reverse up flow jet pump |
| US4744730A (en) * | 1986-03-27 | 1988-05-17 | Roeder George K | Downhole jet pump with multiple nozzles axially aligned with venturi for producing fluid from boreholes |
| RU2121610C1 (ru) * | 1997-04-08 | 1998-11-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка |
-
2001
- 2001-05-21 RU RU2001113318/06A patent/RU2188342C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-04-24 EA EA200301066A patent/EA004817B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-04-24 US US10/477,728 patent/US7025139B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-04-24 WO PCT/RU2002/000193 patent/WO2002095238A1/ru not_active Application Discontinuation
- 2002-04-24 CA CA002445787A patent/CA2445787C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2445787C (en) | 2006-11-21 |
| US7025139B2 (en) | 2006-04-11 |
| RU2188342C1 (ru) | 2002-08-27 |
| CA2445787A1 (en) | 2002-11-28 |
| US20040134653A1 (en) | 2004-07-15 |
| WO2002095238A1 (fr) | 2002-11-28 |
| EA200301066A1 (ru) | 2004-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
| WO2009048351A1 (fr) | Dispositif à pompe à jets pour effctuer la fracturation hydraulique d'une formation et tester des puits horizontaux ainsi que procédé de fonctionnement correspondant | |
| RU2190781C1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки | |
| EA004817B1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка для его осуществления | |
| US20150027691A1 (en) | Gas lift assembly and methods | |
| WO2006001734A1 (fr) | Appareil d'essais des couches polyvalent a ejection pour puits horizontaux et procede de fonctionnement de celui-ci | |
| RU2190779C1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки | |
| US20190178064A1 (en) | Gas lift accelerator tool | |
| RU2239730C1 (ru) | Скважинная струйная установка для каротажа горизонтальных скважин и способ ее работы | |
| RU2732615C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины струйным насосом и установка для его реализации | |
| RU2334871C1 (ru) | Устройство для освоения, обработки и исследования скважин | |
| US7409989B2 (en) | Well jet device and the operating method thereof for logging horizontal wells | |
| RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
| EA005510B1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и исследования пластов и способ ее работы | |
| RU2252339C1 (ru) | Скважинная струйная установка для каротажа горизонтальных скважин | |
| RU2189504C1 (ru) | Способ работы скважинной насосной установки при освоении скважины и скважинная насосная установка для его осуществления | |
| RU2241864C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при испытании скважин с открытым стволом и скважинная струйная установка для его реализации | |
| RU2256103C1 (ru) | Способ работы эжекторного многофункционального пластоиспытателя для горизонтальных скважин | |
| WO2006033599A1 (fr) | Procede de fonctionnement d'une installation de puits a jet lors du fractionnement hydraulique d'une formation et dispositif de mise en oeuvre correspondant | |
| RU2590918C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
| RU2282760C1 (ru) | Скважинная струйная установка и способ ее работы | |
| RU2205992C1 (ru) | Скважинная струйная установка для гидроразрыва пласта | |
| RU2256102C1 (ru) | Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для испытания и освоения горизонтальных скважин | |
| RU2213275C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при испытании горизонтальных скважин | |
| RU2256104C1 (ru) | Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для горизонтальных скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ KG MD TJ TM RU |