RU2200230C2 - Способ освоения нефтяной скважины - Google Patents
Способ освоения нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2200230C2 RU2200230C2 RU2001103221A RU2001103221A RU2200230C2 RU 2200230 C2 RU2200230 C2 RU 2200230C2 RU 2001103221 A RU2001103221 A RU 2001103221A RU 2001103221 A RU2001103221 A RU 2001103221A RU 2200230 C2 RU2200230 C2 RU 2200230C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- cutting
- hollow
- funnel
- pump
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии пластов в режиме депрессии нефтяной скважины. Техническим результатом является снижение трудоемкости, упрощение процесса разгерметизации и повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину насосно-компрессорных труб НКТ со срезающей воронкой на глубину несколько выше верхней полой заглушки, промывку скважины, допуск НКТ и срезание воронкой концов полых заглушек. В скважину на НКТ со срезающей воронкой спускают корпус глубинного насоса. После промывки скважины перед срезкой концов полых заглушек снижают уровень жидкости в скважине до необходимой заданной величины депрессии. После срезки концов полых заглушек корпус глубинного насоса сразу приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации. Затем на штангах спускают плунжер насоса и запускают скважину в эксплуатацию. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии пластов в режиме депрессии нефтяной скважины.
Известен способ освоения нефтяной скважины, включающий создание перфорационных каналов в обсадной колонне и цементном кольце в зоне продуктивного пласта, разгерметизацию его и запуск скважины в работу (1).
Недостатком способа является то, что между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию существует временной разрыв, который составляет от нескольких суток до нескольких месяцев. Происходит это потому, что операции по разгерметизации и запуску скважины в работу осуществляют разные бригады со своей специальной техникой. Это приводит к тому, что во время ожидания запуска продуктивный пласт поглощает скважинную жидкость, изменяя свои фильтрационно-емкостные свойства, что в конечном итоге ухудшает его продуктивность.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) со срезающей воронкой на глубину несколько выше верхней полой заглушки, промывку скважины, допуск НКТ, срезание воронкой концов полых заглушек и спуск глубинного насоса (2).
В известном способе временной разрыв между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию сокращен, но он все же существует. Дело в том, что в скважину сначала спускают колонну НКТ со срезающей воронкой, промывают ее, затем производят срезку концов заглушек и поднимают колонну НКТ на поверхность, и только после этого спускают глубинный насос для освоения и эксплуатации. В процессе спуска глубинного насоса могут происходить гидроудары, которые приведут к преждевременной разгерметизации продуктивного пласта с последующим ухудшением его коллекторских свойств. Кроме того, перепад давления, создаваемый в скважине, крайне мал и составляет не более 4-5 кгс/см2, что не позволит эффективно очистить пласт и восстановить его коллекторские свойства.
Задачей изобретения является снижение трудоемкости, упрощение процесса разгерметизации и повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивного пласта.
Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину НКТ со срезающей воронкой на глубину несколько выше верхней полой заглушки, промывку скважины, допуск НКТ и срезание воронкой концов полых заглушек и спуск глубинного насоса.
Новым является то, что глубинный насос спускают в скважину на НКТ со срезающей воронкой и после промывки скважины перед срезкой концов полых заглушек снижают уровень жидкости в скважине до заданной величины (необходимой величины депрессии), например, свабированием, а после срезки концов полых заглушек глубинный насос сразу приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации, а затем на штангах спускают плунжер насоса и запускают скважину в эксплуатацию.
На чертеже изображена схема реализации предлагаемого способа.
Для реализации способа используют скважинный фильтр, состоящий из корпуса 1, соединенного с обсадной трубой (не показана). В корпусе 1 выполнены отверстия 2, в каждые из которых вставлена полая заглушка 3 с головкой 4 и кольцевой проточкой 5. Заглушка заполнена вязкопластичным веществом 6 (например, пластилином, гудроном и др.) и изготовлена из вязкого металла (например, СТ-35 и др.). Затрубное пространство фильтра заполнено цементным камнем 7. Заглушки выступают за корпус 1 настолько, чтобы габаритный диаметр фильтра был на 4-5 мм меньше минимального диаметра пробуренной скважины.
Для вскрытия продуктивного пласта на колонне НКТ 8 размещают срезающую воронку 9 с острой торцевой кромкой, а для эксплуатации - глубинный насос 10.
Колонну обсадных труб с фильтром спускают в скважину с таким расчетом, чтобы корпус 1 фильтра находился напротив продуктивного пласта и цементируют по обычной технологии.
После схватывания цементного раствора вскрытие продуктивного пласта осуществляют следующим образом.
Скважину тщательно промывают, для этого спускают колонну НКТ 8 со срезающей воронкой 9 и глубинным насосом 10 на глубину на 2-3 м выше верхней полой заглушки 3 и герметично закрывают устьевой арматурой. Затем снижают уровень жидкости в скважине свабированием или компрессором на глубину, обеспечивающую необходимую депрессию на продуктивный пласт для эффективной очистки призабойной зоны пласта от фильтрата и механических примесей и которая определяется геологической службой предприятия в зависимости от геологического разреза (наличие подошвенной воды, толщины глинистого пропластка между водоносным и нефтеносным пластами, пластового давления и т.д.).
Допуском колонны НКТ 8 (верхняя труба оборудуется пьедесталом с задвижкой) производят срезку полых заглушек 3 воронкой 9 при осевой нагрузке 5,0-5,5 тс по кольцевой проточке 5. После срезания всех заглушек глубинный насос 10 сразу приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации, а устье скважины закрывают пьедесталом. Затем спускают плунжер насоса на штангах и запускают скважину в эксплуатацию.
За счет разности давлений между пластовым и забойным происходит мгновенная депрессия, цементный камень (его толщина 4-5 мм) против отверстий фильтра разрушается, происходит резкий выброс жидкости и вместе с ней закупоривших поры пласта веществ. При этом достигается глубокая депрессия на продуктивный пласт и высокий уровень очистки призабойной зоны пласта, т.к. величину депрессии можно создавать практически любую и ограничением здесь могут быть лишь прочностные характеристики обсадной колонны, цементного кольца и скелета породы продуктивного пласта.
Для расширения области применения предлагаемого способа рекомендуется использовать вставные штанговые насосы с устройством против фонтанирования по НКТ (см. РД 39-0147-585-062-091 "Инструкция по подземному ремонту скважин, оборудованных модернизированными вставными насосами", г. Альметьевск, 1991 г.).
Использование предлагаемого способа позволяет резко снизить трудоемкость и упростить процесс освоения нефтяных скважин благодаря значительному сокращению спускоподъемных операций и повысить эффективность вторичного вскрытия продуктивного пласта за счет полного исключения временного разрыва между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию.
Использованная литература
1. Аналог. А.с. 1754885, кл. Е 21 В 43/11, 1992.
1. Аналог. А.с. 1754885, кл. Е 21 В 43/11, 1992.
2. Прототип. Патент РФ 2108447, кл. 6 Е 21 В 43/00, 43/11, 1998.
Claims (1)
- Способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину насосно-компрессорных труб - НКТ со срезающей воронкой на глубину несколько выше верхней полой заглушки, промывку скважины, допуск НКТ и срезание воронкой концов полых заглушек, отличающийся тем, что в скважину на НКТ со срезающей воронкой спускают корпус глубинного насоса, а после промывки скважины перед срезкой концов полых заглушек снижают уровень жидкости в скважине до необходимой заданной величины депрессии, например, свабированием, при этом после срезки концов полых заглушек корпус глубинного насоса сразу приподнимают на запланированную глубину для эксплуатации, а затем на штангах спускают плунжер насоса и запускают скважину в эксплуатацию.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001103221A RU2200230C2 (ru) | 2001-02-05 | 2001-02-05 | Способ освоения нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001103221A RU2200230C2 (ru) | 2001-02-05 | 2001-02-05 | Способ освоения нефтяной скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001103221A RU2001103221A (ru) | 2003-01-27 |
RU2200230C2 true RU2200230C2 (ru) | 2003-03-10 |
Family
ID=20245619
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001103221A RU2200230C2 (ru) | 2001-02-05 | 2001-02-05 | Способ освоения нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2200230C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101749002B (zh) * | 2009-09-03 | 2012-11-28 | 大庆油田有限责任公司 | Co2驱防腐防气举升工艺 |
-
2001
- 2001-02-05 RU RU2001103221A patent/RU2200230C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101749002B (zh) * | 2009-09-03 | 2012-11-28 | 大庆油田有限责任公司 | Co2驱防腐防气举升工艺 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5282509A (en) | Method for cleaning cement plug from wellbore liner | |
RU2432451C1 (ru) | Устройство и способ для перемещения храповым механизмом инструмента обработки пласта для интенсификации притока | |
US8479818B2 (en) | Method and apparatus to cement a perforated casing | |
US20050217854A1 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
US2939533A (en) | Casingless, multiple-tubing well completing and producing system | |
RU2667240C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
RU2200230C2 (ru) | Способ освоения нефтяной скважины | |
US7213648B2 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
US4750557A (en) | Well screen | |
US6685439B1 (en) | Hydraulic jet pump | |
CA2937488A1 (en) | Sequential re-completions of horizontal wells in unconsolidated sand reservoirs to increase non-thermal primary heavy oil recovery | |
RU2282714C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта щелевой гидропескоструйной перфорацией и пуска скважины в эксплуатацию | |
RU2199658C2 (ru) | Способ освоения нефтяной скважины | |
US20230235655A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
RU2196880C1 (ru) | Способ двухступенчатого цементирования скважины | |
RU2774455C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с применением эксплуатационной колонной одного диаметра от устья до забоя и последующим проведением большеобъемного, скоростного и многостадийного гидроразрыва пласта | |
RU215773U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивного пласта | |
RU2195545C1 (ru) | Способ изоляции промытых зон в добывающей и нагнетательной скважинах | |
RU2143056C1 (ru) | Скважинный фильтр | |
RU2175713C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивного пласта | |
RU2713819C1 (ru) | Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для разных способов эксплуатации (варианты) | |
RU2225937C1 (ru) | Устройство для очистки и освоения скважин | |
RU2177540C1 (ru) | Устройство для импульсно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта | |
RU2183728C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
RU2283943C1 (ru) | Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100206 |