RU2126496C1 - Method of operation of well and perforator for oil well tubing - Google Patents
Method of operation of well and perforator for oil well tubing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2126496C1 RU2126496C1 RU98104679A RU98104679A RU2126496C1 RU 2126496 C1 RU2126496 C1 RU 2126496C1 RU 98104679 A RU98104679 A RU 98104679A RU 98104679 A RU98104679 A RU 98104679A RU 2126496 C1 RU2126496 C1 RU 2126496C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- punch
- well
- piston
- pistons
- tubing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области машиностроения, преимущественно к установкам, которые могут быть использованы в нефтегазодобывающей промышленности, в частности при добыче нефти, а также при освоении, ремонте, запуске и выводе скважины на режим. The invention relates to the field of engineering, mainly to installations that can be used in the oil and gas industry, in particular for oil production, as well as in the development, repair, commissioning and putting a well into operation.
Известен способ создания условий для освоения, запуска и эксплуатации скважины, включающий подачу рабочего газа в подъемник через газлифтные клапаны и запуск скважины в эксплуатацию, замер технологических параметров при различных установившихся режимах, на основе которых выбирается технологический режим работы скважины, а в случае невозможности обеспечения согласованной работы системы "пласт-подъемник" изменяют месторасположение скважинных камер (точки ввода газа в подъемник) и типоразмеры газлифтных клапанов (см. , например, Зайцев Ю.В. и др., Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин, Москва, Недра, 1984, с. 181-189). A known method of creating conditions for the development, launch and operation of a well, including the supply of working gas to the elevator through gas lift valves and putting the well into operation, measuring process parameters under various steady-state conditions, on the basis of which the technological mode of the well’s operation is selected, and if it is impossible to ensure consistent the work of the reservoir-lift system changes the location of the borehole chambers (gas entry points into the lift) and the sizes of gas lift valves (see, for example, Zaitsev .In. Et al., Handbook of gas-lift well operation method, Moscow, Nedra, 1984, pp. 181-189).
Недостатком этого способа является необходимость иметь достоверные промысловые данные до спуска подземного оборудования в скважину, что практически невозможно особенно для вновь вводимых из бурения в эксплуатацию скважин. Альтернативный способ требует последовательного проведения подземных ремонтов для оптимизации параметров технологических процессов освоения, ремонта, запуска и вывода скважины на режим, что приводит к чрезмерным затратам и потерям времени. The disadvantage of this method is the need to have reliable field data before lowering the underground equipment into the well, which is practically impossible especially for newly commissioned wells. An alternative method requires successive underground repairs to optimize the parameters of the technological processes of development, repair, commissioning and putting the well into operation, which leads to excessive costs and time losses.
Известен перфоратор для насосно-компрессорных труб, содержащий заполненную жидкостью полость с рабочим поршнем с плунжером, нагнетательную камеру, заполненную жидкостью и снабженную опорным поршнем и поршнем-перфоратором, и компенсационную камеру с дроссельным каналом (см., например, SU, 685812, 15.09.79). Known perforator for tubing containing a fluid-filled cavity with a working piston with a plunger, an injection chamber filled with liquid and equipped with a supporting piston and a piston-perforator, and a compensation chamber with a throttle channel (see, for example, SU, 685812, 15.09. 79).
Данный перфоратор может быть использован в насосно-компрессорных трубах, однако область его использования ограничена в связи с недостаточными усилиями, которые он может развить при заданных габаритах перфоратора. This hammer drill can be used in tubing, however, its area of use is limited due to the insufficient efforts that it can develop with the given dimensions of the hammer.
Наиболее близким к описываемому по технической сущности и достигаемому результату является способ создания условий для эксплуатации скважины, включающий спуск, подъем колонны насосно-компрессорных труб, определение технологических параметров работы скважины, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины, вывод скважины на технологический режим работы (см. SU, 1219791, 23.03.86). The closest to the described by the technical essence and the achieved result is a method of creating conditions for the operation of the well, including the descent, lifting the tubing string, determining the technological parameters of the well, installing equipment to ensure pumping of the medium from the well, bringing the well to the technological mode of operation ( see SU, 1219791, 03.23.86).
Недостатком этого способа является трудоемкость его проведения, связанная с многократными операциями спуска-подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и проведением глубинных исследований. The disadvantage of this method is the complexity of its implementation, associated with multiple operations of lowering and raising the tubing string (tubing) and conducting in-depth studies.
Наиболее близким к описываемому устройству как объекту изобретения является перфоратор для насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, в верхней части которого выполнена заполненная жидкостью полость и размещены рабочие поршни с плунжерами, в корпусе ниже указанной выше полости выполнена нагнетательная камера, заполненная жидкостью и снабженная опорными поршнями и поршнем-пробойником, а в нижней части корпуса выполнена компенсационная камера, сообщенная посредством дроссельного канала с нагнетательной камерой (см. SU, 1391204, 1987). Closest to the described device as an object of the invention is a perforator for tubing containing a housing, in the upper part of which a fluid-filled cavity is made and working pistons with plungers are placed, an injection chamber filled with liquid and provided with supporting pistons is made in the housing below the cavity indicated above and a piston-punch, and in the lower part of the housing there is a compensation chamber communicated by means of a throttle channel with a discharge chamber (see SU, 1391204, 1987).
Недостатком данного устройства является узкий диапазон его применения:
- по глубине спуска и перфорирования без дополнительного источника давления;
- по типоразмерам перфорируемых НКТ;
- по размерам перфорационного отверстия (только один диаметр).The disadvantage of this device is the narrow range of its application:
- the depth of descent and perforation without an additional pressure source;
- by the size of perforated tubing;
- by the size of the perforation hole (only one diameter).
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности способа с одновременным упрощением его реализации при недостоверной информации для подбора подземного оборудования скважины и при изменяющихся во время эксплуатации характеристиках скважины и систем, связанных с ней, а также расширение функциональных возможностей и надежности работы перфоратора для насосно-компрессорных труб. The problem to which the present invention is directed, is to increase the efficiency of the method while simplifying its implementation with inaccurate information for the selection of underground equipment of the well and with the characteristics of the well and systems associated with it changing during operation, as well as expanding the functionality and reliability of the drill for tubing.
Указанная выше задача в части способа создания условий для эксплуатации и ремонта скважины решается за счет того, что в способе, включающем спуск колонны НКТ, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины, вывод оборудования на режим, задание нескольких режимов его работы, глушение скважины и подъем колонны НКТ, после спуска колонны НКТ и оборудования измеряют значение устьевого и затрубного давлений и динамического уровня, замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров, после чего определяют глубину расположения, диаметр и количество отверстий, необходимых для сообщения трубного и затрубного пространства, в колонну НКТ опускают перфоратор и с его помощью выполняют в стенке трубы отверстия, после чего проводят повторные измерения давлений и динамического уровня и повторяют процедуру перфорации труб до достижения оптимального технологического режима работы скважины. The above problem in terms of the method of creating conditions for the operation and repair of the well is solved due to the fact that in the method, including the descent of the tubing string, installation of equipment to ensure pumping out the medium from the well, putting the equipment into operation, setting several modes of operation, killing the well the rise of the tubing string, after the tubing string and equipment are lowered, the wellhead and annular pressure and dynamic level are measured, the speed and range of these parameters are measured, and then the depth is determined The hole diameter, number and number of holes required to communicate the tube and annulus are lowered into the tubing string and the holes are drilled into the pipe wall, after which pressure and dynamic level measurements are repeated and the pipe perforation procedure is repeated until the optimum operating mode is reached wells.
В части устройства как объекта изобретения указанная выше задача решается за счет того, что у перфоратора для насосно-компрессорных труб, содержащего собранный из трех частей корпус, в верхней и средней части которого выполнены заполненные воздухом полости и жидкостью камера и размещены поршни с плунжерами, а в нижней части (головке) - камера, заполненная жидкостью, и воздушная камера и размещены опорные поршни и поршень-пробойник, сообщенные каналами между собой и выше расположенной жидкостной камерой, а посредством дроссельного канала с воздушной камерой, при этом в поперечном сечении опорные поршни и поршень-пробойник выполнены с одинаковым диаметром, а площадь поперечного сечения поршней составляет 4 площади поперечного сечения плунжера, а поршня-пробойника - 2 площади плунжера. In the part of the device as an object of the invention, the above problem is solved due to the fact that the perforator for tubing contains a housing assembled from three parts, in the upper and middle parts of which are made cavities and liquid filled with a chamber and pistons with plungers are placed, and in the lower part (head) - a chamber filled with liquid, and an air chamber and placed supporting pistons and a piston-punch, communicated by the channels between each other and above the liquid chamber, and by means of a throttle channel an air chamber, wherein the cross-sectional support pistons and the piston-piercer are made with the same diameter and cross sectional area of the piston 4 is the cross-section of the plunger and the piston-piercer - 2 plunger area.
Перфоратор может быть снабжен дополнительными сменными головками с внешним диаметром, соответствующим типоразмеру НКТ. The hammer can be equipped with additional interchangeable heads with an external diameter corresponding to the tubing size.
Кроме того, дроссельный канал может быть выполнен в виде винта с узкой продольной канавкой, обращенная к стенке трубы прокалывающая поверхность поршня-пробойника может быть образована ступенчато сужающейся конической поверхностью с цилиндрическим выступом с конусной торцевой поверхностью на конце, при этом диаметр цилиндрического выступа соответствует диаметру прокалываемого в трубах отверстия, а для спуска перфоратора могут быть использованы трубы, проволока, кабель, либо перфоратор может быть сброшен в колонну насосно-компрессорных труб. In addition, the throttle channel can be made in the form of a screw with a narrow longitudinal groove, the piercing surface of the piston-punch facing the pipe wall can be formed by a stepped tapering conical surface with a cylindrical protrusion with a conical end surface at the end, while the diameter of the cylindrical protrusion corresponds to the diameter of the pierced holes in the pipes, and for lowering the punch, pipes, wire, cable can be used, or the punch can be dropped into the tubing string th pipes.
При проведении исследований было установлено, что эффективность работы оборудования в значительной степени зависит от правильности выполнения отверстий в НКТ, особенно когда нет достоверной информации. During the research it was found that the efficiency of the equipment largely depends on the correctness of the holes in the tubing, especially when there is no reliable information.
Описываемый способ позволяет при выполнении работы по указанной выше последовательности действий определить достаточно точно место расположения отверстий в стенке для сообщения трубного и затрубного пространства, а также их диаметр, разработанная конструкция перфоратора позволяет выполнять отверстия в стенке труб как на заданной глубине, так и заданного диаметра. The described method allows, when performing the work according to the above sequence of actions, to determine rather accurately the location of the holes in the wall for communicating the pipe and annular space, as well as their diameter, the developed design of the punch allows you to make holes in the pipe wall both at a given depth and a given diameter.
Более того, заложенный в описываемом способе алгоритм последовательного приближения позволяет избежать в условиях недостоверной информации и изменяющихся в режиме эксплуатации характеристик скважины и систем ошибок в определении мест выполнения отверстий и их необходимого проходного сечения, что ускоряет процесс выхода скважины на расчетный режим и запуск ее в эксплуатацию. Moreover, the sequential approximation algorithm incorporated in the described method allows avoiding, under conditions of inaccurate information and changing characteristics of the well and operating systems, of errors in determining the locations of holes and their required flow cross-section, which speeds up the process of putting the well into design mode and putting it into operation .
Выполнение опорных поршней и поршня-пробойника с одинаковым диаметром в поперечном сечении позволяет четко зафиксировать перфоратор в трубе и усилить воздействие пробойника на стенку трубы, что повышает надежность работы перфоратора и его производительность. The implementation of the supporting pistons and the piston-punch with the same diameter in the cross section allows you to clearly fix the punch in the pipe and increase the impact of the punch on the pipe wall, which increases the reliability of the punch and its performance.
Выполнение поршней с площадью поперечного сечения, равного 4 площадям поперечного сечения плунжера, в сочетании с выполнением поршня-пробойника с площадью поперечного сечения, равного двум площадям плунжера, позволяет создать на поршне-пробойнике давление, в 32 раза превышающее первоначально действующее на верхний поршень. Выполнение ступенчато сужающейся поверхности поршня-пробойника исключает возможность залипания поршня-пробойника в процесса прокалывания отверстий и последующего перевода перфоратора после прокалывания отверстия в исходное положение. The implementation of pistons with a cross-sectional area equal to 4 cross-sectional areas of the plunger, in combination with the implementation of a piston-punch with a cross-sectional area equal to two plunger areas, allows you to create a pressure on the piston-punch, 32 times higher than the original acting on the upper piston. The execution of a stepwise tapering surface of the piston-punch eliminates the possibility of sticking of the piston-punch in the process of piercing holes and the subsequent transfer of the punch after piercing the hole to its original position.
Конструкция перфоратора в зависимости от решаемой задачи позволяет как сбрасывать его в колонну НКТ, где он по достижении заданной глубины сделает в стенке трубы отверстие, обеспечив сообщение трубного и затрубного пространств, так и спуск перфоратора на кабеле, проволоке или трубах, причем в случае последнего варианта предоставляется возможность управлять работой перфоратора, если это будет необходимо, с устья скважины. Выполнение корпуса головки перфоратора сварным позволило упростить технологию изготовления внутренних полостей, камер и сообщающих их каналов, а применение сменных головок с внешним диаметром, соответствующим типоразмеру НКТ, расширить диапазон применения перфоратора. The design of the puncher, depending on the task to be solved, allows you to drop it into the tubing string, where it will make a hole in the pipe wall upon reaching the specified depth, ensuring the communication of the pipe and annular spaces, and the descent of the punch on the cable, wire or pipes, and in the case of the latter option given the opportunity to control the work of the hammer, if necessary, from the wellhead. The welded perforator head housing made it possible to simplify the manufacturing technology of internal cavities, chambers and channels communicating with them, and the use of interchangeable heads with an external diameter corresponding to the tubing size, to expand the range of perforator application.
Перфоратор для насосно-компрессорных труб (фиг. 1) состоит из рабочей головки 1, промежуточного цилиндра 2, хвостовика 3, собираемых с помощью резьбового соединения с уплотнительным резиновым кольцом 22 в общую сборку, при этом образовавшиеся камеры А, Б заполняются рабочей жидкостью, например маслом, а полости В - воздухом. The perforator for tubing (Fig. 1) consists of a working head 1, an
В верхней части хвостовика 3 имеется муфта 4, служащая для подвески перфоратора на трубах, кабеле, проволоке, а также для фиксации поршня 5 с плунжером 6 срезным штифтом 7 в исходном положении. Поршень 5 имеет резиновое уплотнительное кольцо 23. In the upper part of the shank 3 there is a coupling 4, which serves to suspend the punch on the pipes, cable, wire, and also for fixing the piston 5 with the plunger 6 with a shear pin 7 in the initial position. The piston 5 has a rubber o-ring 23.
Диаметр срезного штифта 7 подбирается в зависимости от диаметра прокалываемого в стенке трубы 24 отверстия или в зависимости от гидростатического столба жидкости в колонне НКТ. The diameter of the shear pin 7 is selected depending on the diameter of the hole pierced in the
Для сообщения пространства над поршнем 5 со скважинной жидкостью в муфте 4 имеются осевой и радиальные каналы. To communicate the space above the piston 5 with the borehole fluid in the coupling 4 there are axial and radial channels.
Нижний конец плунжера 6 при сборке перфоратора входит в жидкостную камеру А промежуточного цилиндра 2, герметизируется с помощью уплотнения (фиг. 2), состоящего из чередующихся металлических колец 9, фторопластовых 10, резиновых 11 и удерживающей эти кольца гайки 12, образуя верхнюю часть жидкостной камеры А, снизу она ограничивается поршнем 13 с уплотнительным кольцом 23. The lower end of the plunger 6, when assembling the punch, enters the liquid chamber A of the
Для сброса излишков рабочей жидкости из камеры А при сборке перфоратора предусмотрена пробка 14. To discharge excess working fluid from chamber A, a plug 14 is provided when assembling the hammer drill.
Головка 1 перфоратора имеет сварной из трех частей корпус с камерой Б, в верхней части которой имеется уплотнение, показанное на фиг. 2. Камера Б каналами соединена с поршнем-пробойником 17 симметрично расположенными относительно его опорными поршнями 16 и через канавку в дроссельном винте 18 с гайкой 19 с воздушной камерой Г, образованной стаканом 20, спускной пробкой 21 с уплотнительным резиновым кольцом 10 и нижней частью головки 1 с уплотнительным резиновым кольцом 22. The perforator head 1 has a welded three-part housing with a chamber B, in the upper part of which there is a seal, shown in FIG. 2. The chamber B is connected by channels to the piston-punch 17 symmetrically located relative to its supporting pistons 16 and through a groove in the throttle screw 18 with a nut 19 with an air chamber G formed by a glass 20, a drain plug 21 with a rubber rubber ring 10 and the lower part of the head 1 with rubber o-ring 22.
Уплотнение опорных поршней 16 аналогично уплотнению поршня-пробойника 17 показано на фиг. 3 и состоит из фторопластового кольца 9 и резинового 10. На внешней стороне опорные поршни 16 имеют отверстия с внутренней резьбой для извлечения их из головки 1. The seal of the supporting pistons 16 is similar to that of the piston-punch 17 shown in FIG. 3 and consists of a
При свинчивании промежуточного цилиндра 2 с головкой 1 их соединение герметизируется резиновым кольцом 22, аналогично герметизируется соединение хвостовика 1 с промежуточным цилиндром 2. Плунжер 15 своим нижним концом входит в жидкостную камеру Б, закрывает ее сверху. When screwing the
Конструкция перфоратора предусматривает несколько сменных головок 1 в зависимости от типоразмера перфорируемых НКТ, а также возможность установки поршня-пробойника 17 с требуемым диаметром цилиндрического выступа, соответствующего диаметру прокалываемого в НКТ отверстия, при этом объем жидкостной камеры Б, воздушной полости Г и диаметр поршня-пробойника 17 в сменных головках 1 остаются постоянными. The design of the perforator provides several interchangeable heads 1, depending on the size of the perforated tubing, as well as the possibility of installing a piston punch 17 with the required diameter of the cylindrical protrusion corresponding to the diameter of the hole punctured in the tubing, while the volume of the fluid chamber B, the air cavity G and the diameter of the piston punch 17 in the interchangeable heads 1 remain constant.
Для спуска перфоратора могут быть использованы трубы, кабели, проволока, либо перфоратор может быть сброшен в колонну НКТ. To lower the punch, pipes, cables, wire can be used, or the punch can be dropped into the tubing string.
Способ создания условий для эксплуатации скважины включает в себя спуск колонны НКТ, установку оборудования для обеспечения откачки среды из скважины (это может быть газлифтное устройство, центробежный насос, штанговый насос или какое либо другое насосное оборудование), вывод оборудования на режим, задание нескольких режимов работы оборудования, глушение скважины и подъем колонны НКТ. При этом после спуска колонны НКТ и оборудования измеряют значение устьевого и затрубного давлений и динамический уровень откачиваемой из скважины среды. Затем замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров и на основании полученных данных определяют необходимую глубину расположения, диаметр и количество отверстий, которые необходимо сделать в стенке НКТ для сообщения трубного и затрубного пространств. После этого в колонну НКТ опускают перфоратор и с его помощью выполняют отверстия в стенке трубы, а затем проводят повторные измерения давлений и динамического уровня и повторяют процедуру перфорации НКТ до достижения оптимального технологического режима работы скважины. The method of creating conditions for the operation of the well includes the launching of the tubing string, installation of equipment to ensure pumping out the medium from the well (it can be a gas lift device, a centrifugal pump, sucker rod pump or some other pumping equipment), putting the equipment into operation, setting several operating modes equipment, well killing and tubing string lifting. In this case, after the descent of the tubing string and equipment, the wellhead and annular pressure values and the dynamic level of the medium pumped out of the well are measured. Then, the speed and the range of variation of these parameters are measured and, based on the obtained data, the necessary location depth, diameter and the number of holes that need to be made in the tubing wall to communicate the pipe and annular spaces are determined. After that, the perforator is lowered into the tubing string and, with it, holes are made in the pipe wall, and then repeated measurements of pressure and dynamic level are performed and the tubing perforation procedure is repeated until the optimum technological mode of the well operation is achieved.
Перед спуском перфоратора в зависимости от типоразмера НКТ, глубины спуска и диаметра прокалываемого отверстия подбирают поршень-пробойник 17 с цилиндрическим выступом требуемого диаметра и диаметр срезной шпильки 7. Before lowering the punch, depending on the size of the tubing, the depth of descent and the diameter of the pierced hole, a piston-punch 17 with a cylindrical protrusion of the desired diameter and the diameter of the shear pin 7 are selected.
Перфоратор спускают в колонну НКТ. При достижении заданной глубины штифт 7 под действием давления гидростатического столба жидкости на поршень 5 срезается, поршень 5 с плунжером 6 перемещается вниз и передает усилие через жидкость в камере А на ниже расположенный поршень 13. Поршень 13 с плунжером 15 также перемещается вниз и передает усилие через жидкость в камере Б опорным поршням 16 и поршню-пробойнику 17. В результате поршни 16 упираются в стенку НКТ, а поршень-пробойник 17 цилиндрическим выступом прокалывает стенку (фиг. 3). The hammer drill is lowered into the tubing string. When the specified depth is reached, the pin 7 is cut off by the pressure of the hydrostatic column of fluid on the piston 5, the piston 5 with the plunger 6 moves down and transfers the force through the fluid in the chamber A to the lower piston 13. The piston 13 with the plunger 15 also moves down and transfers the force through the fluid in the chamber B to the supporting pistons 16 and the punch piston 17. As a result, the pistons 16 abut against the tubing wall, and the punch piston 17 pierces the wall with a cylindrical protrusion (Fig. 3).
Одновременно после начала перемещения поршней 16 и 17 жидкость из камеры Б дросселируется через дроссельный канал винта 18 в воздушную камеру Г. Как следствие, после достижения плунжером 15 своего нижнего положения давление в нагнетательной камере Б падает и становится меньше гидростатического давления в колонне НКТ, что, в свою очередь, приводит к возвращению поршней 16, 17 в исходное положение. После этого перфоратор поднимают из колонны НКТ на поверхность и подготавливают для прокалывания нового отверстия. At the same time, after the start of the movement of the pistons 16 and 17, the fluid from the chamber B is throttled through the throttle channel of the screw 18 into the air chamber D. As a result, after the plunger 15 reaches its lower position, the pressure in the discharge chamber B drops and becomes less than the hydrostatic pressure in the tubing string, which in turn, leads to the return of the pistons 16, 17 to its original position. After that, the punch is lifted from the tubing string to the surface and prepared to pierce a new hole.
В случае недостаточного для срабатывания перфоратора гидростатического давления или неточности расчета давления срабатывания увеличивают устьевое давление путем прикрытия запорной арматуры или подачи давления извне (например, с помощью агрегата ЦА-320). In case of insufficient hydrostatic pressure for the perforator to operate or inaccuracy in the calculation of the operation pressure, the wellhead pressure is increased by covering shut-off valves or applying pressure from the outside (for example, using the CA-320 unit).
Рассмотрим несколько конкретных примеров реализации описываемого способа создания условий для эксплуатации скважины с использованием описанного перфоратора. Consider several specific examples of the implementation of the described method of creating conditions for the operation of the well using the described perforator.
Освоение скважины при выходе ее из бурения, а также после подземного или капитального ремонта скважины при вытеснении (продавке) жидкости сжатым газом или путем газирования жидкости замеряют динамический уровень, который достигнут для данной скважины при существующих ограничениях давления на компрессоре. Затем на глубине границ раздела между фазами жидкости и газа (динамический уровень) осуществляют гидравлическое сообщение затрубного и трубного пространства с помощью перфоратора, спущенного в колонну НКТ на проволоке или кабеле. Эту процедуру повторяют путем последующего спуска перфоратора до вновь установившегося динамического уровня и так до полного освоения скважины. The development of a well upon its exit from drilling, as well as after an underground or major overhaul of a well when a fluid is displaced (forced) by compressed gas or by aerating a fluid, measures the dynamic level that is achieved for a given well under existing pressure limitations on the compressor. Then, at the depth of the interface between the phases of the liquid and gas (dynamic level), the annulus and tube space are hydraulically connected using a perforator lowered into the tubing string on a wire or cable. This procedure is repeated by subsequent descent of the punch to a newly established dynamic level and so on until the well is fully developed.
При ремонте скважин в случаях, когда в НКТ образуется пробка, появляется проблема в глушении скважины. Пробка может быть песчаной, асфальтено-смолистой, парафинистой, соляной, серной и гидратной и из других твердых веществ, при этом она может частично или полностью перекрывать проход в трубе на любой глубине. В таких случаях для глушения скважины сообщают трубное и затрубное пространство непосредственно над границей раздела твердой и жидкой фаз, то есть прямо над пробкой. При этом кроме спуска перфоратора на проволоке, кабеле или колонне труб возможен свободный сброс перфоратора в колонну НКТ. После срабатывания перфоратора через появившееся в трубе отверстие в скважину закачивают необходимое количество жидкости глушения. When repairing wells in cases where a plug is formed in the tubing, there is a problem in killing the well. The cork can be sandy, asphalt-resinous, paraffin, hydrochloric, sulfuric and hydrated and from other solids, while it can partially or completely block the passage in the pipe at any depth. In such cases, for killing the borehole, the pipe and annulus are reported directly above the interface between the solid and liquid phases, that is, directly above the plug. In addition to the descent of the perforator on a wire, cable or pipe string, a free discharge of the perforator into the tubing string is possible. After the perforator is activated, the required amount of jamming fluid is pumped through the hole that appears in the pipe into the well.
При ремонте скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, в случаях, когда по какой-либо причине не сбивается сливной клапан, появляется проблема подъема колонны НКТ без перелива на поверхность и предупреждения отрицательного влияния на окружающую среду добываемых флюидов. В таких случаях для предупреждения "сифона" на максимально возможной глубине сообщают трубное и затрубное пространство путем прокола в трубе отверстия диаметром, достаточным для излива добываемых флюидов по мере подъема труб. When repairing wells equipped with an electric centrifugal pump installation, in cases where the drain valve does not go astray for some reason, the problem arises of raising the tubing string without overflow to the surface and preventing the negative impact of the produced fluids on the environment. In such cases, to prevent a "siphon" at the maximum possible depth, the pipe and annular space is reported by puncturing a hole in the pipe with a diameter sufficient to pour the produced fluids as the pipes rise.
Для скважин, оборудованных штанговой насосной установкой, такая же проблема возникает при обрыве плунжера и (или) "незалавливании" конуса. В таких случаях перед подъемом колонны НКТ сообщают трубное и затрубное пространство для слива добываемых флюидов. For wells equipped with a sucker rod pumping unit, the same problem occurs when the plunger breaks and (or) the non-trapping of the cone. In such cases, before lifting the tubing string, a pipe and annular space is reported for draining the produced fluids.
В аварийных ситуациях при гидроразрыве пласта (срыв пакера) для глушения скважины сообщают трубное и затрубное пространство непосредственно над пакером. In emergency situations, during hydraulic fracturing (failure of the packer) for killing the well, the pipe and annular space is directly above the packer.
Для запуска газлифтной скважины границу раздела жидкой и газовой фаз (динамический уровень) измеряют после подачи газа и при ее стабилизации, затем на каждом последующем определенном уровне осуществляют ввод газа в газлифтный подъемник путем перфорации отверстия. То есть делают сквозное(ные) отверстие(ия) с определенным диаметром(ами) на определенной глубине. Эти величины определяют (рассчитывают или ищут методом пробного эксперимента) в зависимости от глубины границы раздела между фазами, темпа и диапазона ее изменения. Отверстие(тия) делают с помощью перфоратора, спущенного в трубы на проволоке, или кабеле, или колонне труб. При этом типоразмеры и параметры работы перфоратора подбирают в зависимости от глубины его спуска, диаметра насосно-компрессорных труб и диаметра(ров) отверстия(тий), затем уточняют технологические параметры и повторяют процедуру до достижения оптимальных параметров технологической операции. To start a gas lift well, the interface between the liquid and gas phases (dynamic level) is measured after the gas is supplied and stabilized, then gas is introduced into the gas lift at each subsequent determined level by perforation of the hole. That is, they make a through hole (s) with a certain diameter (s) at a certain depth. These values are determined (calculated or searched by a trial experiment) depending on the depth of the interface between the phases, the rate and range of its change. The hole (thiya) is made using a puncher, lowered into the pipes on the wire, or cable, or pipe string. In this case, the sizes and parameters of the perforator are selected depending on the depth of its descent, the diameter of the tubing and the diameter (ditch) of the hole (s), then the process parameters are refined and the procedure is repeated until the optimum parameters of the technological operation are achieved.
Для более обоснованного определения диаметра(ров) отверстия(тий) и глубины его (их) на насосно-компрессорных трубах замеряют глубины границ раздела между фазами, темп и диапазон их изменения при различных значениях устьевого или(и) затрубного давлений и в зависимости от характеристик скважины и связанных с ней систем. Эту процедуру повторяют до достижения оптимальной рабочей (последней) точки ввода газа в подъемник. При выводе на оптимальный режим в процессе эксплуатации газлифтной скважины отверстие в насосно-компрессорных трубах также делают при неправильном выборе глубин расположения газлифтных клапанов (мандрелей), а также при значительном изменении пускового, пластового, устьевого давлений, коэффициента продуктивности и физико-химических свойств добываемых флюидов и пр. Эту процедуру повторяют до достижения оптимальной рабочей (последней) точки ввода газа в подъемник при существующих на данный момент эксплуатации характеристиках скважины и связанных с ней систем. For a more justified determination of the diameter (s) of the hole (s) and its depth (s) on the tubing, measure the depth of the interface between the phases, the rate and range of their change at different values of wellhead and / or annular pressure and depending on the characteristics wells and related systems. This procedure is repeated until the optimum working (last) point of gas entry into the lift is reached. When reaching the optimum mode during operation of a gas-lift well, a hole in the tubing is also made if the depths of the gas-lift valves (mandrels) are incorrectly selected, as well as when the starting, formation, wellhead pressures, productivity coefficient and physicochemical properties of the produced fluids are significantly changed and so on. This procedure is repeated until the optimum working (last) point of gas entry into the elevator is reached with the well characteristics existing at the time of operation and related systems.
Для подбора технологического режима насосной установки (при спущенном подземном оборудовании, а именно насосно-компрессорных труб, насоса и пр.) в случае приближения границы раздела газовой и жидкой фаз (динамического уровня) к приему насоса на недопустимо опасную величину (на практике менее 200 м), при которой уже происходит или может произойти срыв подачи насоса, над насосом производят прокол трубы, при этом несмотря на снижение коэффициента полезного действия насосной установки из-за искусственно организованной утечки добываемой среды в затрубное пространство, скважина и установка эксплуатируются более эффективно, так как значительно повышается их межремонтный период. To select the technological mode of the pumping unit (when the underground equipment is deflated, namely tubing, pump, etc.), if the interface between the gas and liquid phases (dynamic level) approaches the pump intake by an unacceptably dangerous amount (in practice, less than 200 m ), at which a pump feed is already disrupted or may occur, a pipe is punctured above the pump, despite the decrease in the efficiency of the pump unit due to artificially organized leakage of the produced medium in the annulus, well and installation are operated more efficiently, since their overhaul period is significantly increased.
Конкретный пример реализации способа проследим на газлифтной скважине Самотлорского месторождения. A specific example of the implementation of the method will be traced in the gas-lift well of the Samotlor field.
Скважину запускают в эксплуатацию через максимально углубленный третий газлифтный клапан, расположенный на глубине 1600 метров. Если при этом удалось достигнуть третьего рабочего клапана и динамический уровень расположен на достаточно близком от него расстоянии менее 70 метров, то процедура запуска считается успешной. The well is put into operation through the deepest third gas-lift valve located at a depth of 1600 meters. If at the same time it was possible to reach the third working valve and the dynamic level is located at a sufficiently close distance from it less than 70 meters, then the start-up procedure is considered successful.
Если из-за неточности исходной информации для проектирования скважины (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности) или несовершенства используемой методики определения глубины расположения газлифтных клапанов в скважинном газлифтном подъемнике запуск газлифтной скважины через рабочий клапан не осуществляется, то на месте стабилизации динамического уровня производят сообщение трубного и затрубного пространства с помощью перфоратора. Причем проходное сечение отверстия для рабочего газа подбирают в зависимости от уточненных в процессе запуска скважины ее геолого-технических и технологических параметров (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности, дебит жидкости, рабочее давление газа, газовый фактор и пр.), для данного примера 7 мм. Затем в соответствие с необходимым диаметром отверстия подбирают диаметр прокалывающего выступа поршня-пробойника 17, а в зависимости от углубления точки ввода газа определяют минимальное давление срабатывания перфоратора, диаметр срезного штифта 7. If due to the inaccuracy of the initial information for the design of the well (reservoir, wellhead and start-up pressures, productivity coefficient) or the imperfection of the method used to determine the depth of gas-lift valves in the gas-lift, the gas-lift wells are not launched through the operating valve, then the dynamic level is stabilized communication of pipe and annular space using a hammer drill. Moreover, the orifice for the working gas hole is selected depending on its geological, technical and technological parameters (reservoir, wellhead and start-up pressure, productivity coefficient, fluid flow rate, gas working pressure, gas factor, etc.) specified for the well, for this example 7 mm. Then, in accordance with the required hole diameter, the diameter of the piercing protrusion of the piston-punch 17 is selected, and depending on the deepening of the gas inlet point, the minimum operating pressure of the perforator, the diameter of the shear pin 7, are determined.
Если из-за неточности исходной информации для проектирования скважины (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности) или несовершенства используемой методики определения глубины расположения газлифтных клапанов в скважинном газлифтном подъемнике запуск газлифтной скважины через рабочий клапан осуществляется, но динамический уровень расположен значительно ниже рабочего клапана, например 100 м, то при этом данная скважина будет работать с недобором жидкости (на 90 м3/сут), а значит нефти (при обводненности 99% - 9 т/сут) или с перерасходом удельного расхода газа (в данном примере на 8%). Таким образом, на месте стабилизации динамического уровня, например 1700 м, производят сообщение трубного и затрубного пространства перфоратором. Причем проходное сечение отверстия для рабочего газа подбирают в зависимости от уточненных в процессе запуска скважины ее геолого-технических и технологических параметров (пластового, устьевого и пускового давлений, коэффициента продуктивности, дебит жидкости, рабочее давление газа, газовый фактор и пр.) для данного примера 7,5 мм. Затем в соответствии с необходимым диаметром отверстия подбирают диаметр прокалывающего выступа поршня пробойника 17, а в зависимости от углубления точки ввода газа определяют минимальное давление срабатывания, диаметр срезного штифта 7.If, due to inaccuracy of the initial information for well design (reservoir, wellhead and start-up pressure, productivity coefficient) or imperfection of the method used to determine the depth of gas-lift valves in the gas-lift, the gas-lift well is launched through the operating valve, but the dynamic level is much lower than the operating valve , for example, 100 m, then this well will work with a shortage of liquid (90 m 3 / day), which means oil (with a water cut of 99% - 9 t / day) or with an overspending of the specific gas consumption (in this example by 8%). Thus, at the place of stabilization of the dynamic level, for example 1700 m, produce a message tube and annular space perforator. Moreover, the orifice for the working gas hole is selected depending on its geological, technical and technological parameters (reservoir, wellhead and starting pressures, productivity coefficient, fluid flow rate, gas working pressure, gas factor, etc.) specified for this example 7.5 mm. Then, in accordance with the required diameter of the hole, the diameter of the piercing protrusion of the piston of the punch 17 is selected, and depending on the deepening of the gas inlet point, the minimum response pressure and the diameter of the shear pin 7 are determined.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98104679A RU2126496C1 (en) | 1998-03-19 | 1998-03-19 | Method of operation of well and perforator for oil well tubing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98104679A RU2126496C1 (en) | 1998-03-19 | 1998-03-19 | Method of operation of well and perforator for oil well tubing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2126496C1 true RU2126496C1 (en) | 1999-02-20 |
| RU98104679A RU98104679A (en) | 1999-04-10 |
Family
ID=20203378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98104679A RU2126496C1 (en) | 1998-03-19 | 1998-03-19 | Method of operation of well and perforator for oil well tubing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2126496C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478163C2 (en) * | 2011-06-16 | 2013-03-27 | ООО НТП "Нефтегазтехника" | Tube perforator (versions) |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| RU2539085C1 (en) * | 2013-11-06 | 2015-01-10 | Закрытое акционерное общество "СИБ ТРЕЙД СЕРВИС" | Penetrating perforator |
| EA034955B1 (en) * | 2017-10-20 | 2020-04-10 | Сергей Николаевич Шестаков | Puncturing perforator |
-
1998
- 1998-03-19 RU RU98104679A patent/RU2126496C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Зайцев Ю.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1984, с. 181 - 189. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478163C2 (en) * | 2011-06-16 | 2013-03-27 | ООО НТП "Нефтегазтехника" | Tube perforator (versions) |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| RU2539085C1 (en) * | 2013-11-06 | 2015-01-10 | Закрытое акционерное общество "СИБ ТРЕЙД СЕРВИС" | Penetrating perforator |
| EA034955B1 (en) * | 2017-10-20 | 2020-04-10 | Сергей Николаевич Шестаков | Puncturing perforator |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2352767C2 (en) | Facility for control over flow with extruded gate | |
| US5372193A (en) | Completion test tool | |
| AU2008248664A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
| US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| CN102791956A (en) | Valve system | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2003127627A (en) | SHARIFOV'S METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION OF MULTIPLE STRESSES OF ONE EXPRESSIVE WELL | |
| CN110397419B (en) | Open hole sidetracking setting device for air drilling | |
| US20100032153A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| RU2126496C1 (en) | Method of operation of well and perforator for oil well tubing | |
| CN112267876B (en) | Formation pressure measurement while drilling tool with double packer structures and testing method | |
| RU2380526C1 (en) | Multi-reservoir well sumultanious-separate production method | |
| CN107448177B (en) | Oil well liquid production profile testing pipe column and testing method thereof | |
| US2187486A (en) | Formation testing method and apparatus | |
| RU2533514C1 (en) | Slot perforator | |
| RU68588U1 (en) | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR | |
| GB2184214A (en) | Firing of well perforation guns | |
| RU2132933C1 (en) | Combined method and equipment for operating producing well | |
| US2142484A (en) | Gas-lift pump | |
| RU60616U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2761909C1 (en) | Method for pressure testing of operational casing column of idle well | |
| CN112253059A (en) | Central well completion pipe string for gas lift production and gas lift construction method | |
| CA2735916C (en) | Narrow well bore | |
| RU52917U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2376460C1 (en) | Equipment for multiple production of multilayer field wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | License on use of patent |
Effective date: 20080313 |
|
| QB4A | License on use of patent |
Effective date: 20100113 |
|
| QB4A | License on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120918 |
|
| QB4A | License on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130610 |