RU2300624C1 - Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки - Google Patents
Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2300624C1 RU2300624C1 RU2006125874/03A RU2006125874A RU2300624C1 RU 2300624 C1 RU2300624 C1 RU 2300624C1 RU 2006125874/03 A RU2006125874/03 A RU 2006125874/03A RU 2006125874 A RU2006125874 A RU 2006125874A RU 2300624 C1 RU2300624 C1 RU 2300624C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- valve
- installation according
- downhole
- plant
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано для одновременно раздельной или поочередной закачки рабочей среды в один или несколько пластов. Обеспечивает оптимизацию параметров скважинной установки, возможность проведения операции по интенсификации закачки и/или притока флюида одновременно с ее установкой. На колонне НКТ ниже верхнего пласта спущен первый пакер. Выше первого пакера установлен разъединитель колонны. Между ними размещено посадочное гнездо для извлекаемого обратного клапана. Расположенный ниже первого пакера второй пакер образует совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую входят как минимум две скважинные камеры с размещенными в каждой из них посадочными узлами для установки генератора колебаний и съемного клапана или глухой пробки, циркуляционный клапан и турбулизатор потока жидкости. Турбулизатор установлен у нижней границы перфорационных отверстий обсадной колонны в пределах разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций, включенных в состав СМУ, соответствует количеству включенных в разработку пластов. Последняя пакерная секция образована между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце колонны НКТ клапаном однонаправленного действия. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, и может быть использовано для добычи углеводородов из скважины, а также для нагнетания рабочего агента, вытеснения пластовой жидкости, поддержания пластового давления или физико-химического воздействия на продуктивный пласт.
Известна установка для раздельной эксплуатации многопластовых нефтяных и газовых скважин, включающая колонну труб, пакеры, телескопические соединения, разъединитель колонны, пусковой клапан, рабочий клапан, циркуляционный клапан, скважинную камеру и посадочный ниппель, забойное регулирующее устройство (см. патент США №3319717).
Известная скважинная установка не позволяет производить последовательную установку и проверку герметичности пакеров, разделяющих эксплуатационные объекты, и не позволяет оперативно изменять технологические режимы путем смены клапанов, а также проводить раздельное исследование и воздействие на эксплуатационные объекты.
Цель изобретения - обеспечить возможность за одну операцию по установке скважинной многопакерной компоновки произвести операции по интенсификации закачки и/или притока, повысить эффективность использования эксплуатационных объектов, вскрываемой скважины и оптимизировать параметры скважинной установки.
Технический результат, получаемый при использовании изобретения, заключается в повышении эффективности воздействия на пласт и обеспечении независимого режима одновременной закачки технологической жидкости в каждый интервал пластов при многопластовой системе разработки. Кроме того, повышается надежность работы установки и повышение межремонтного периода работы скважины.
Поставленная задача достигается за счет того, что скважинная многопакерная компоновка (СМК) колонны НКТ для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки содержит одну колонну НКТ с установленным на конце колонны клапаном однонаправленного действия и первый спущенный ниже верхнего пласта пакер, а также посадочное гнездо для глухой пробки. Выше первого пакера установлен разъединитель колонны, а между разъединителем и первым пакером размещено посадочное гнездо для извлекаемого обратного клапана, предназначенного для герметизации трубного пространства скважинной многопакерной компоновки после отсоединения колонны НКТ от СМК. Ниже первого пакера расположен второй пакер, образующий совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую входят как минимум две скважинные камеры с размещенными в каждой из них посадочными узлами для установки генератора колебаний и съемного клапана или глухой пробки, циркуляционный клапан для подачи через него рабочего агента в соответствующий пласт и турбулизатор потока жидкости, размещенный между циркуляционным клапаном и вторым пакером, который установлен у нижней границы перфорационных отверстий, выполненных в обсадной колонне в пределах разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций соответствует количеству включенных в разработку пластов, а последняя по глубине скважины пакерная секция образована между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце хвостовика клапаном однонаправленного действия или глухой пробкой.
В данной компоновке установка и извлечение любого клапана, управление циркуляционными клапанами каждой пакерной секцией осуществляется посредством канатной техники независимо друг от друга. Причем вся компоновка - одна пакерная секция или несколько спускаются за одну спуско-подъемную операцию.
Целесообразно, чтобы соотношение частот колебаний, создаваемых генераторами колебаний, расположенными в разных скважинных камерах одной пакерной секции, отличалось друг от друга на 5-7%. Это соотношение получено экспериментально при выполнении промысловых экспериментов на нагнетательной скважине.
Предпочтительно выполнение пакера гидравлического действия. Также возможно выполнение пакера механического действия или селективного типа. Последние не содержат механических или гидравлических якорей и не требуют выполнения процедуры посадки пакера.
Целесообразно выполнение генераторов колебаний в виде обратных клапанов, частоты колебаний которых определяются массой запорных подвижных элементов и жесткостью пружин.
Предпочтительно выполнение циркуляционного клапана сдвижного типа.
Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена предлагаемая компоновка НКТ для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки.
Компоновка содержит колонну НКТ 1 с установленным на конце колонны клапаном 2 однонаправленного действия и, по крайней мере, первый спущенный ниже верхнего пласта пакер 3. Выше первого пакера установлен разъединитель 4 колонны, а между разъединителем и первым пакером размещено посадочное гнездо 5 для извлекаемого обратного клапана, предназначенного для герметизации трубного пространства скважинной многопакерной компоновки после отсоединения колонны НКТ от СМК. Ниже первого пакера 3 расположен второй пакер 6, образующий совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую входят как минимум две скважинные камеры 7, 8 с размещенными в каждой из них посадочными узлами для установки генератора колебаний 9, 10 или съемных клапанов или глухой пробки (не показаны), циркуляционный клапан 11 для подачи через него рабочего агента в соответствующий пласт и турбулизатор 12 потока жидкости, размещенный между циркуляционным клапаном 11 и вторым пакером 6, который установлен у нижней границы перфорационных отверстий 13, выполненных в обсадной колонне 14 в пределах разрабатываемого пласта. Количество пакерных секций соответствует количеству включенных в разработку пластов, а последняя по глубине скважины пакерная секция расположена между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце хвостовика 15 клапаном 16 однонаправленного действия. Для соединения пакеров, скважинных камер, циркуляционных клапанов могут использоваться переводники различных размеров, которые на чертеже не показаны.
Генераторы колебаний 9, 10, расположенные в пакерных секциях, предназначены для интенсификации процессов, связанных с притоком или закачкой рабочего агента до проектных значений по одному или нескольким пластам одновременно. В том случае, когда соотношение частот колебаний, создаваемых генераторами колебаний, расположенными в разных скважинных камерах каждой пакерной секции, будет отличаться на 5-7%, амплитуда суммарного колебания, возникающего при совместной работе генераторов, будет величиной переменной по времени. Такой режим работы генераторов наиболее интенсивно влияет на гидравлические процессы, связанные с притоком или закачкой рабочего агента. Целесообразно выполнение генератора колебаний в виде подпружиненного обратного клапана, однако могут быть применены генераторы и других известных конструкций.
Пакер 3 и остальные пакеры 6 и другие могут быть одного типа или комбинированные, например селективные, гидравлического, гидромеханического или механического действия (срабатывающие при упоре на забой, повороте колонны труб, от инерционного воздействия, при подъеме и спуске колонны НКТ, натяжении колонны и др.).
Разъединитель 4 колонны труб может быть гидравлического или механического действия.
Предпочтительно выполнение пакера гидравлического действия. В этом случае гораздо проще обеспечить надежную фиксацию пакеров в месте посадки за счет пластового давления, действующего внутри компоновки после отсоединения колонны НКТ от СМК.
Также возможно применение пакера механического действия.
Предпочтительно выполнение циркуляционного клапана сдвижного типа. Причем расстояние от нижней кромки турбулизатора до верхней кромки перфорационных отверстий должно быть не менее 2 м.
Работа с описываемой компоновкой производится следующим образом. В скважину спускают одну колонну 1 насосно-компрессорных труб с постоянным или переменным диаметром с установленным на конце колонны 1 клапаном 2 однонаправленного действия или глухой пробкой и, по крайней мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером 3, с разъединителем 4 колонны, с установленным ниже разъединителя 4 посадочным гнездом 5 для сменного (извлекаемого) обратного клапана, предназначенного для герметизации трубного пространства СМК после отсоединения колонны НКТ от СМК. Давление внутри компоновки (за счет пластового давления) обеспечивает надежную фиксацию пакеров в месте посадки и позволяет производить смену НКТ без глушения скважины. Обратный клапан устанавливается и извлекается при помощи канатной техники. Ниже пакера 3 спущены, по крайней мере, два посадочных узла 7, 8 в виде скважинных камер и один циркуляционный клапан 9, например клапан сдвижного типа ("скользящая муфта"), для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и/или верхний пласты, посадки пакера и опрессовки его снизу или сверху. При этом проведение работ по гидроразрыву пласта, химической, термической, химико-термической обработке пласта производят только через циркуляционные клапаны 11 типа "скользящая муфта", что гарантирует целостность посадочных узлов съемных клапанов, которые используют только при закачке рабочих агентов в процессе эксплуатации скважины.
Пакерная секция (одна или несколько) спускаются за одну спускоподъемную операцию. В рабочее положение пакера устанавливаются снизу вверх, т.е. сначала устанавливаются пакера, находящиеся на наибольшей глубине.
Подобное решение сокращает время монтажных работ внутрискважинного оборудования, увеличивает его надежность.
Значительно повышает эффективность работ по закачке рабочих агентов наличие в компоновке турбулизатора 12, установленного ниже циркуляционного клапана 11. Выходя из него, колонны НКТ, рабочие агенты благодаря наличию турбулизатора 12 подвергаются дополнительному интенсивному перемешиванию, что активизирует их воздействие на пласт.
Поток жидкости, закачиваемой в пласт, выходит из полости НКТ через циркуляционный клапан 11, а также через генераторы колебаний 9, 10. В зависимости от выполняемой технологической операции воздействия на пласт поток жидкости может направляться через генераторы колебаний 9, 10, циркуляционный клапан 11 или через все клапана. В результате имеет место пульсирующий характер течения потока, интенсифицирующий воздействие на пласт. Управление клапанами и их замена осуществляется посредством канатной техники.
Claims (8)
1. Скважинная многопакерная установка (СМУ) для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки, включающая одну колонну НКТ с установленным на конце колонны запорным элементом и, по крайней мере, первым спущенным выше верхнего пласта пакером, отличающаяся тем, что установленный на конце колонны запорный элемент выполнен в виде клапана однонаправленного действия, выше первого пакера установлен разъединитель колонны и размещенное между разъединителем и первым пакером посадочное гнездо для извлекаемого обратного клапана, предназначенного для герметизации трубного пространства скважинной многопакерной компоновки после отсоединения колонны НКТ от СМУ, а расположенный ниже первого пакера второй пакер образует совместно с первым пакером пакерную секцию, в которую входят как минимум две скважинные камеры с размещенными в каждой из них посадочными узлами для установки генератора колебаний и съемного клапана или глухой пробки, циркуляционный клапан для подачи через него рабочего агента в соответствующий пласт и турбулизатор потока жидкости, размещенный между циркуляционным клапаном и вторым пакером, который установлен у нижней границы перфорационных отверстий, выполненных в обсадной колонне в пределах разрабатываемого пласта, при этом количество пакерных секций соответствует количеству включенных в разработку пластов, а последняя по глубине скважины пакерная секция образована между нижним пакером предпоследнего пласта и установленным на конце колонны НКТ клапаном однонаправленного действия.
2. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что частоты колебаний, создаваемых генераторами колебаний, расположенными в разных скважинных камерах одной пакерной секции, отличаются друг от друга на 5-7%.
3. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что пакер выполнен гидравлического действия.
4. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что пакер выполнен механического действия.
5. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что генератор колебаний выполнен в виде обратного клапана.
6. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что циркуляционный клапан выполнен сдвижного типа.
7. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что она выполнена в виде моноблока, спускаемого и извлекаемого из скважины за один рейс.
8. Скважинная многопакерная установка по п.1, отличающаяся тем, что расстояние от нижней кромки турбулизатора до верхней кромки перфорационных отверстий должно быть не менее 2 м.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006125874/03A RU2300624C1 (ru) | 2006-07-19 | 2006-07-19 | Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006125874/03A RU2300624C1 (ru) | 2006-07-19 | 2006-07-19 | Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2300624C1 true RU2300624C1 (ru) | 2007-06-10 |
Family
ID=38312524
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006125874/03A RU2300624C1 (ru) | 2006-07-19 | 2006-07-19 | Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2300624C1 (ru) |
-
2006
- 2006-07-19 RU RU2006125874/03A patent/RU2300624C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
CASED HOLE APPLICATIONS, Baker Hughes Incorporated, 2001, c.70. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2521573C2 (ru) | Способ и устройство для повышения надежности операций точечного стимулирования | |
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
CA2579245C (en) | Method of intensification of natural gas production from coal beds | |
US6776238B2 (en) | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore | |
CA2769935C (en) | Method and system for cleaning fracture ports | |
US20080156498A1 (en) | Hydraulically Controlled Burst Disk Subs (Hcbs) | |
US20140014328A1 (en) | Hydraulic actuated pump system | |
CA2997901A1 (en) | A plugging tool, and method of plugging a well | |
RU2015154787A (ru) | Способ добычи нефти из искусственно образованных трещин с использованием единичного ствола скважины и многоканальной трубы | |
EA010189B1 (ru) | Скважинный перфоратор и способ увеличения глубины перфорации | |
RU185859U1 (ru) | Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (мгрп) за одну спуско-подъемную операцию | |
RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
BR112019012492B1 (pt) | Método para completar um poço em uma única manobra, e, método e aparelho para completação de manobra única de um poço | |
US20130213655A1 (en) | High Pressure Jet Perforation System | |
RU2262586C2 (ru) | Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной | |
RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
US20090120633A1 (en) | Method for Stimulating a Well Using Fluid Pressure Waves | |
RU2632836C1 (ru) | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии | |
RU2473790C1 (ru) | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом | |
RU2339807C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
RU2380526C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений | |
RU2770229C1 (ru) | Интеллектуальная система заканчивания многоствольного ствола скважины с проводной высокотехнологичной скважиной в основном стволе скважины и с беспроводным электронным узлом управления потоком в боковом стволе скважины | |
RU2300624C1 (ru) | Скважинная многопакерная установка для заканчивания скважин при многопластовой системе разработки | |
US7059411B2 (en) | Process of using a propellant treatment and continuous foam removal of well debris and apparatus therefore | |
US11959666B2 (en) | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080720 |