Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подаче рабочего агента в интервал бокового ствола скважины.
Известен способ спуска прибора в скважину, оборудованную скважинным штанговым насосом, описанный при работе устройства для спуска. Для исследования скважин их оборудуют эксцентричной планшайбой, служащей для прижатия колонны насосно-компрессорных труб к одной стороне стенки обсадной колонны. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса устанавливают хвостовик, выполненный в виде посаженного на насосно-компрессорную трубу с возможностью свободного вращения вокруг своей оси патрубка, к которому жестко прикреплено кольцо с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны на величину не более диаметра скважинного прибора [Авторское свидетельство СССР №1346771, опубл. 21.10.1988].
При реализации данного способа спуска прибора в скважину из-за наличия наклонов и изгибов в стволе скважины часто наблюдается образование зазора между выступом хвостовика и стенкой обсадной колонны и, как следствие, происходит захлестывание кабеля в этом зазоре. Указанный недостаток может быть вызван или наличием остаточной деформации кабеля в виде спирали пружины, или провисанием кабеля при посадке прибора на забой.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, описанный в устройстве для транспортировки приборов в скважине, содержащем корпус со стопорными элементами, ограничителями хода и приводом с винтом и гайкой с закрепленными на ней опорными элементами, причем устройство снабжено пружиной, кольцом, а гайка привода выполнена разжимной, подпружинена и охвачена кольцом, установленным с возможностью взаимодействия при перемещении с ограничителем хода [Авторское свидетельство СССР № 1465549, опубл. 15.03.1989, прототип].
К причинам, препятствующим достижению технического результата при использовании известного устройства, относится то, что в известном устройстве не обеспечивается возможность доставки объекта в боковой ствол многоствольной скважины, т.е. с помощью этого устройства можно подать объект в скважину, которая не имеет боковых ответвлений.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.
Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся в том, что спускают в скважину перо с перемычкой, перфорированный патрубок, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса до заданного интервала в боковом стволе, патрубок с боковым отверстием и заглушку, конец скважинного трубопровода пропускают через боковое отверстие патрубка, закрепляют в поршне, имеющем внутренний канал и боковое отверстие и имеющем наружный диаметр, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб для протекания технологической жидкости, при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода и внутреннего канала и бокового отверстия в поршне, по нижней колонне насосно-компрессорных труб прокачивают жидкость, под действием которой перемещают поршень и вместе с ним и скважинный трубопровод до упора в перемычку пера, к заглушке крепят фильтр, глубинный насос и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб, спускают компоновку в скважину с размещением пера, перфорированного патрубка и нижней колонны насосно-компрессорных труб в боковом стволе скважины, при спуске скважинный трубопровод закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб, посредством глубинного насоса через верхнюю колонну насосно-компрессорных труб отбирают нефть, через скважинный трубопровод, внутренний канал поршня, боковое отверстие в поршне, зазор между поршнем и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб и перфорированный патрубок закачивают в заданный интервал бокового ствола технологическую жидкость.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважины с боковым стволом в эксплуатационной колонне могут происходить отложения солей, асфальтенов, парафинов и т.п. Это снижает дебит жидкости и вызывает выход из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения отложений возникает необходимость подачи ингибитора отложений к интервалу перфорации. Задача усложняется, если скважина имеет боковой ствол, через который осуществляют добычу нефти. В предложенном способе решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины. Задача решается следующим образом.
Собирают компоновку, представленную на фиг.1.
В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3, перфорированный патрубок 4, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5, патрубок 6 с боковым отверстием 7 и заглушку 8. Конец скважинного трубопровода 9 пропускают через боковое отверстие 7 патрубка 6, закрепляют в поршне 10, имеющем внутренний канал 11 и центральное отверстие 12 и имеющем наружный диаметр 13, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем 10 и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб 5. По нижней колонне насосно-компрессорных труб 5 прокачивают жидкость, например воду, под действием которой перемещают поршень 10 и вместе с ним и скважинный трубопровод 9 до упора в перемычку 3 пера 2. Выше заглушки 7 крепят фильтр 14, глубинный насос 15 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16. Спускают компоновку в скважину с размещением пера 2, перфорированного патрубка 4 и нижней колонны насосно-компрессорных труб 5 в боковом стволе 17 скважины 1. При спуске скважинный трубопровод 9 закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб 16.
Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до заданного интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.
Для протекания технологической жидкости при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода 9 и внутреннего канала 11 и центрального отверстия 12 в поршне 10.
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16 отбирают нефть, через скважинный трубопровод 9, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 технологическую жидкость.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нефтедобывающую скважину с боковым стволом. Эксплуатация скважины осложнена отложениями солей, поступающих, в частности, из бокового ствола вместе с добываемой нефтью. Для эксплуатации скважины собирают компоновку в соответствии с фиг.1 и фиг.2.
Интервал перфорации 18 в боковом стволе 17 находится на глубине от 1338 до 1342 м. Компоновку в скважине 1 размещают так, что перо 2 и перфорированный патрубок 4 находятся на глубине 1337-1338 м. В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3. Нижняя колонна насосно-компрессорных труб 5 имеет внутренний диаметр 50 мм, поршень 10 имеет наружный диаметр 13, равный 47 мм. Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают длиной 416 м, т.е. равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 15 отбирают нефть с дебитом 12 т/сут. Через скважинный трубопровод 9 диаметром 4 мм, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 ингибитор солеотложений марки СНПХ 53-12 с расходом 25 г/т.
При эксплуатации скважины в течение 2 лет не отмечено образования солеотложений на стенках скважины и глубинно-насосном оборудовании.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ | 2014 |
|
RU2550776C1 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ ИНТЕРВАЛА ВОДОПРИТОКА В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ МНОГОЗАБОЙНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ | 2013 |
|
RU2534118C1 |
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ | 2017 |
|
RU2669646C1 |
Устройство для термобарохимической обработки скважин и способы его применения | 2021 |
|
RU2802642C2 |
Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины | 2020 |
|
RU2730158C1 |
Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне | 2020 |
|
RU2738615C1 |
Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины | 2019 |
|
RU2720722C1 |
Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой | 2017 |
|
RU2655547C1 |
СПОСОБ ДОСТАВКИ ОБОРУДОВАНИЯ НА КОЛТЮБИНГОВОЙ ТРУБЕ В ЗАДАННЫЙ ИНТЕРВАЛ МНОГОСТВОЛЬНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2010 |
|
RU2449107C2 |
Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины | 2020 |
|
RU2730157C1 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подаче рабочего агента в интервал бокового ствола скважины. Обеспечивает возможность доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины. Сущность изобретения: спускают в скважину перо с перемычкой, перфорированный патрубок, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса до заданного интервала в боковом стволе, патрубок с боковым отверстием и заглушку. Конец скважинного трубопровода пропускают через боковое отверстие патрубка, закрепляют в поршне, имеющем внутренний канал и боковое отверстие и имеющем наружный диаметр, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб для протекания технологической жидкости. При соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода и внутреннего канала и бокового отверстия в поршне. По нижней колонне насосно-компрессорных труб прокачивают жидкость, под действием которой перемещают поршень и вместе с ним и скважинный трубопровод до упора в перемычку пера. К заглушке крепят фильтр, глубинный насос и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб. Спускают компоновку в скважину с размещением пера, перфорированного патрубка и нижней колонны насосно-компрессорных труб в боковом стволе скважины. При спуске скважинный трубопровод закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб. Посредством глубинного насоса через верхнюю колонну насосно-компрессорных труб отбирают нефть, через скважинный трубопровод, внутренний канал поршня, боковое отверстие в поршне, зазор между поршнем и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб и перфорированный патрубок закачивают в заданный интервал бокового ствола технологическую жидкость. 1 пр., 2 ил.
Способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что спускают в скважину перо с перемычкой, перфорированный патрубок, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса до заданного интервала в боковом стволе, патрубок с боковым отверстием и заглушку, конец скважинного трубопровода пропускают через боковое отверстие патрубка, закрепляют в поршне, имеющем внутренний канал и боковое отверстие и имеющем наружный диаметр, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб для протекания технологической жидкости, при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода и внутреннего канала и бокового отверстия в поршне, по нижней колонне насосно-компрессорных труб прокачивают жидкость, под действием которой перемещают поршень и вместе с ним и скважинный трубопровод до упора в перемычку пера, к заглушке крепят фильтр, глубинный насос и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб, спускают компоновку в скважину с размещением пера, перфорированного патрубка и нижней колонны насосно-компрессорных труб в боковом стволе скважины, при спуске скважинный трубопровод закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб, посредством глубинного насоса через верхнюю колонну насосно-компрессорных труб отбирают нефть, через скважинный трубопровод, внутренний канал поршня, боковое отверстие в поршне, зазор между поршнем и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб и перфорированный патрубок закачивают в заданный интервал бокового ствола технологическую жидкость.
Устройство для транспортировки приборов в скважине | 1987 |
|
SU1465549A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ | 2009 |
|
RU2386795C1 |
СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕСКОЛЬКИХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ И СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ | 2001 |
|
RU2211311C2 |
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОЗАБОЙНОЙ СКВАЖИНЫ | 1999 |
|
RU2149247C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2000 |
|
RU2179234C1 |
СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ | 2002 |
|
RU2232263C2 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ | 2008 |
|
RU2363839C1 |
US 5626193 A, 06.05.1997 | |||
US 6250390 B1, 26.06.2001. |
Авторы
Даты
2012-09-20—Публикация
2011-11-17—Подача