Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов. Рахманов айрат рафкатович татнефть
Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам. Обеспечивает ликвидацию гидроудара при работе установки и, как следствие, ликвидацию пескопроявления и снижения ударных нагрузок на узлы и детали подземного оборудования скважины. Сущность изобретения: установка включает колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик и дополнительный всасывающий клапан, расположенный на боковой стенке штангового насоса на уровне входного отверстия цилиндра. Нижняя часть плунжера штангового насоса выполнена в виде усеченного конуса меньшим диаметром вниз, большим диаметром, совпадающим с диаметром плунжера. При этом для создания дросселирования жидкости в кольцевом зазоре между усеченным конусом и цилиндром длина конусной части плунжера выполнена с соблюдением конусности 1/50-1/70, а разность квадратов диаметров по торцам усеченного конуса меньше величины квадрата диаметра входного отверстия в цилиндре от дополнительного всасывающего клапана. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам.
Известна насосная установка для раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая два насоса и пакер, причем верхний насос перекачивает жидкость из обоих пластов (Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1974, стр.84).
Недостатком установки является сложность конструкции и затрудненность реализации схемы установки.
Известна установка для раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая пакер и один насос (Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1974, стр.104), у которого перед всасывающим клапаном установлены штуцеры, сообщающиеся через соответствующие каналы с разными пластами.
Недостатками установки являются сложность конструкции, а также ненадежность регулирования производительности установки по пластам.
Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, включающая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик и дополнительный всасывающий клапан, размещенный на боковой стенке цилиндра штангового насоса (Патент РФ №2221136, кл. Е21В 43/14, опубл. 10.04.2004 - прототип).
Известная установка достаточно проста по конструкции. Недостатком установки является то, что при работе установки в момент прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана по причине различной напорной характеристики пластов создается гидроудар, приводящий к разрушению коллектора призабойной зоны, пескопроявлению, преждевременному износу и выходу из строя подземного оборудования скважины. При использовании насоса большого диаметра сила гидравлических ударов достигает значительной величины.
В изобретении решается задача ликвидации гидроудара при работе установки, и, как следствие, ликвидации пескопроявления и снижения ударных нагрузок на узлы и детали подземного оборудования скважины.
Задача решается тем, что в установке для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, включающей колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик и дополнительный всасывающий клапан, расположенный на боковой стенке штангового насоса на уровне входного отверстий цилиндра, согласно изобретению нижняя часть плунжера штангового насоса выполнена в виде усеченного конуса меньшим диаметром вниз, большим диаметром, совпадающим с диаметром плунжера, длина конусной части плунжера выполнена с соблюдением конусности 1/50-1/70, а разность квадратов диаметров по торцам усеченного конуса меньше величины квадрата диаметра входного отверстия в цилиндре от дополнительного всасывающего клапана.
Сущность изобретения
В установке для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов пласты разделены пакером, а дополнительный всасывающий клапан, расположенный на боковой стенке цилиндра, сообщен с высоконапорным пластом. При движении плунжера вверх в цилиндр сначала поступает продукция низконапорного пласта, а потом, когда плунжер пройдет дополнительный всасывающий клапан, через него начнет поступать продукция высоконапорного пласта. Обычно раздельно эксплуатируют именно разные по напору пласты, т.к. в случае совместной эксплуатации высоконапорный пласт "задавливает" низконапорный пласт и, по сути, идет эксплуатация одного пласта с его дебитом. Поскольку забойное давление около него выше, чем у низконапорного, основной всасывающий клапан, сообщенный с низконапорным пластом, закроется перепадом давления. Поэтому в течение оставшегося хода плунжера в цилиндр поступает продукция только высоконапорного пласта. При прохождении плунжером дополнительного всасывающего клапана создается гидроудар, приводящий к разрушению коллектора призабойной зоны, пескопроявлению, преждевременному износу и выходу из строя подземного оборудования скважины. В изобретении решается задача ликвидации гидроудара при работе установки. Задача решается установкой, представленной на фиг.1-3
На фиг.1 показана установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов; на фиг.2 - конструкция установки для случая, когда высоконапорным является нижний пласт; на фиг.3 - конструкция нижней части плунжера штангового насоса.
Установка содержит колонну лифтовых труб 1, к которой присоединен цилиндр 2 штангового насоса с основным 3 и дополнительным 4 всасывающими клапанами. Внутри цилиндра 2 находится плунжер 5 с нагнетательным клапаном 6. К нижнему концу цилиндра 2 присоединен хвостовик 7 с пакером 8, установленным в эксплуатационной колонне 9 в интервале между высоконапорным 10 и низконапорным 11 продуктивными пластами.
На фиг.2 дополнительный клапан 4 сообщен каналом 12 с полостью хвостовика 7, а всасывающий клапан 3 - каналом 13 с межтрубным пространством выше пакера 8.
На фиг.3 показан плунжер 5, нижняя часть которого выполнена в виде усеченного конуса меньшим диаметром d вниз и большим диаметром D, совпадающим с диаметром плунжера 5 и длиной конусной части L.
Установка работает следующим образом.
При движении плунжера 5 вверх всасывающий клапан 3 открывается и жидкость из низконапорного пласта 11 через перфорационные каналы в эксплуатационной колонне 9 под действием забойного давления Р1 поступает в полость цилиндра 2 штангового насоса, при этом боковой дополнительный всасывающий клапан 4 перекрыт плунжером 5 или находится выше плунжера 5 и закрыт перепадом давления. После прохождения плунжером 5 бокового дополнительного всасывающего клапана 4 последний открывается, т.к. забойное давление Р2>Р1, а основной клапан 3 под действием этого же перепада давления закрывается. За счет конусной части плунжера 5 происходит постепенное и плавное открывание отверстия 14 в цилиндре 2 от дополнительного всасывающего клапана 4. При этом за счет дросселирования жидкости в кольцевом зазоре между цилиндром 2 и конусной части плунжера 5, повышается давление в цилиндре 2, растягиваясь во времени, и импульсы давления сглаживаются. Длина конусной части L плунжера 5 определяется по формуле:
L=(D-d)/К,
где D - диаметр плунжера; d - диаметр нижнего торца усеченного конуса; К - конусность (отношение разности радиусов верхнего и нижнего оснований усеченного конуса к его длине) определяется опытным путем и составляет 1/50-1/70.
Кроме этого, d выбирается из неравенства D2-d2<d2 от или d2<D2-d2 от и является также непременным условием обеспечения необходимого расхода жидкости в кольцевом зазоре, обуславливающим сглаживание гидравлических ударов в цилиндре 2 при прохождении усеченного конуса во входном отверстии 14.
При дальнейшем движении плунжера 5 вверх в полость цилиндра 2 поступает жидкость только из высоконапорного пласта 10. При достижении верхней точки плунжер 5 меняет направление движения, жидкость перетекает через нагнетательный клапан 6 из подплунжерной полости цилиндра в надплунжерную. После достижения плунжером 5 нижней точки цикл повторяется.
За счет того что дополнительный всасывающий клапан 4 размещен в точке, делящей цилиндр 2 по длине пропорционально заданным дебитам пластов, а диаметр насоса подбирают таким, чтобы обеспечить эти дебиты, насос выдает сумму заданных дебитов. Дебиты задают оптимальными по результатам раздельной пробной эксплуатации каждого из пластов.
В случае если более высоконапорным является нижний пласт, то конструкция установки немного меняется (фиг.2). Работает установка точно так же, как и в первом случае, и в соответствии с описанием прототипа.
Установка позволяет одновременно эксплуатировать два разнонапорных пласта, каждый в своем оптимальном режиме, обеспечить на выходе из насоса суммарный оптимальный дебит двух пластов без гидроудара.
Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, включающая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик и дополнительный всасывающий клапан, расположенный на боковой стенке штангового насоса на уровне входного отверстия цилиндра, отличающаяся тем, что нижняя часть плунжера штангового насоса выполнена в виде усеченного конуса меньшим диаметром вниз, большим диаметром совпадающим с диаметром плунжера, длина конусной части плунжера выполнена с соблюдением конусности 1/50-1/70, а разность квадратов диаметров по торцам усеченного конуса меньше величины квадрата диаметра входного отверстия в цилиндре от дополнительного всасывающего клапана.
www.findpatent.ru
способ строительства скважины - патент РФ 2439274
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами. При строительстве скважины проводят бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду. Разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами. Поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом. Через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор. При вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м. Продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве. Поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки. Обеспечивает исключение кавернообразования и прихват бурового инструмента при бурении.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами.
Известен способ бурения скважины с неустойчивыми глинистыми породами без кавернообразования, включающий углубление ствола скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины (Т.Н.Бикчурин, И.Г.Юсупов, Р.С.Габидуллин. "Исследование влияния различных факторов на режим течения бурового раствора по кольцевому каналу ствола скважины". "Нефтяное хозяйство", № 4, 2001 г., стр.26).
Способ не обеспечивает гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке долотом интервала пласта с неустойчивыми глинистыми породами, т.к. критическую скорость, при котором происходит переход от ламинарного режима течения к турбулентному трудно контролировать, а в ряде случаев и невозможно, поскольку в сложных скважинных условиях происходит изменение пластической вязкости бурового раствора, динамического напряжения сдвига.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход промывочной жидкости выбирают на 20-30% меньше критического расхода, при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей (патент РФ № 2256762, опубл. 20.07.2005 - прототип).
Недостатком известного способа является трудность определения критического расхода и поддержания ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины. Все это приводит к невоспроизводимости ламинарного режима, турбулизации потока промывочной жидкости, появлению кавернообразования и прихватам бурового инструмента при бурении скважины. Кроме того, применение ламинарного режима приводит к существенному замедлению скорости бурения скважины.
В предложенном изобретении решается задача исключения кавернообразования и прихвата бурового инструмента при бурении скважины.
Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны, согласно изобретению при бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки.
Сущность изобретения
Нарушение устойчивости глинистых пород сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины, обвалами и кавернами. Наличие каверн, особенно между нефтяными и водоносными пластами, снижает качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения процента обводненности продукции пласта в процессе эксплуатации скважины. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород четвертичных отложений, верейского, тульского, бобриковского, кыновского, пашийского горизонтов за счет эрозионного разрушения турбулентным потоком промывочной жидкости. Они приводят к осложнениям - многократным проработкам ствола и прихватам бурильного инструмента. Так, при креплении скважины плотность цементного раствора в интервале каверн снижается с 1850 до 1300 кг/м3. Цементный камень из такого раствора не может служить надежной крепью затрубного канала. Это приводит к серьезным авариям в скважине, сопровождающимся смятием эксплуатационной колонны и ее прихватами, особенно в интервале кыновских глин.
Известные способы бурения скважин в ламинарном режиме трудноосуществимы. По данным воспроизведения прототипа основной трудностью является трудность определения критического расхода и поддержания ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины. Все это приводит к невоспроизводимости ламинарного режима, турбулизации потока промывочной жидкости, появлению кавернообразования и прихватам бурового инструмента при бурении скважины. Кроме того, применение ламинарного режима приводит к существенному замедлению скорости бурения скважины. В предложенном изобретении решается задача исключения кавернообразования и прихвата бурового инструмента при бурении скважины. Задача решается следующим образом.
Сначала ведут подготовительные работы, заключающиеся в том, что у пробуриваемой скважины выявляют интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи по ранее пробуренным скважинам или скважинам разведывательного бурения.
Строительство скважины включает бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны. При бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду плотностью 1,00-1,08 г/см3. Разбуривают зону осыпания породы и забуривают на 5-20 м нижележащую зону с неосыпающимися породами. Поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом. Через скважину прокачивают глинистый буровой раствор плотностью 1,2-1,6 г/см 3, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой. Вращают колонну бурильных труб со скоростью 60-100 об/мин и одновременно закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор. При вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м. Продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня жидкости в колонне бурильных труб и затрубном пространстве. Поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку 4-6 ч до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее при разбуривании зоны осыпания, и продолжают строительство скважины до проектной отметки.
Пример конкретного выполнения
По ранее пробуренным скважинам выявляют, что интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи начинаются в интервалах 1500-1550 м и заканчиваются в интервалах 1550-1600 м по вертикали.
Строят нефтедобывающую скважину глубиной 1800 м по вертикали.
Строительство скважины включает бурение и крепление направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. При бурении эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду плотностью 1,3±0,3 г/см3. Разбуривают зону осыпания породы в интервалах 1530-1570 м и забуривают на 10 м нижележащую зону с неосыпающимися породами. Поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом. Через скважину прокачивают глинистый буровой раствор плотностью 1,25 г/см 3, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой плотностью 1,03 г/см3. Вращают колонну бурильных труб со скоростью 60-100 об/мин, и одновременно закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор. При вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение колонны бурильных труб и выполняют расхаживание колонны бурильных труб вверх-вниз на длину 12 м. Продавливают цементный раствор технической водой плотностью 1,03 г/см3 в затрубное пространство до установления одинакового уровня жидкости в колонне бурильных труб и затрубном пространстве. Поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку 6 ч до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки 1800 м.
В результате удается пробурить скважину и при этом исключить кавернообразование и прихват бурового инструмента при бурении.
Применение предложенного способа позволит решить задачу исключения кавернообразования и прихвата бурового инструмента при бурении скважины.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ строительства скважины, включающий бурение и крепление направления, кондуктора и промежуточной или эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что при бурении промежуточной или эксплуатационной колонны в качестве бурового раствора используют техническую воду, разбуривают зону осыпания породы и забуривают нижележащую зону с неосыпающимися породами, поднимают из скважины бурильную компоновку и спускают в скважину колонну бурильных труб с открытым концом, через скважину прокачивают глинистый буровой раствор, вытесняют глинистый буровой раствор на поверхность технической водой, вращают колонну бурильных труб и закачивают в колонну бурильных труб цементный раствор, при вхождении цементного раствора в затрубное пространство прекращают вращение и проводят расхаживание колонны бурильных труб на длину 10-14 м, продавливают цементный раствор технической водой той же плотности, что находится в скважине, в затрубное пространство до установления одинакового уровня в колонне бурильных труб и затрубном пространстве, поднимают из скважины колонну бурильных труб, проводят технологическую выдержку до схватывания цемента, разбуривают цементный мост той же бурильной компоновкой, которую применяли ранее, и продолжают строительство скважины до проектной отметки.
www.freepatent.ru
Специалисты компании «Татнефть» стали лауреатами губкинской премии
Специалисты компании «Татнефть» стали лауреатами премии имени академика И.М. Губкина — высшей отраслевой общественной наградой за лучшие научно-исследовательские, проектные и конструкторские работы в области нефтяной, газовой и нефтегазоперерабатывающей промышленности. Среди лауреатов премии за 2014 год - 22 специалиста ОАО «Татнефть».
Премия имени академика И.М. Губкина учреждена Центральным правлением Научно-технического общества нефтяников и газовиков им. академика И.М. Губкина и присуждается раз в два года с целью поощрения за лучшие научно-исследовательские, проектные и конструкторские работы, представляющие значительный интерес для теории и практики нефтяной и газовой промышленности и строительства предприятий этих отраслей. Данные проекты способствуют ускорению технического прогресса, росту эффективности производства, улучшению качества продукции и работ, а также повышению надежности и безопасности эксплуатации производства и решению комплексных экологических проблем.
Представленные на суд жюри проекты охватывали тематику практически всех технологических направлений газовой и нефтяной отрасли — от геологии, бурения, разработки месторождений до транспортировки углеводородного сырья и его переработки. Участвовавшие в конкурсе проекты в основном являются серьёзными научно-техническими разработками, выполненными на уровне изобретений (защищены российскими патентами) и внедрёнными в производство в нефтяных и газовых регионах с достижением значительного экономического эффекта.
Постановлением Президиума Межрегиональной общественной организации научно-технического общества имени академика И.М. Губкина звание лауреата премии имени академика И.М. Губкина присвоено:
- за научно-практическую работу «Совершенствование технологии поиска и разведки рукавообразной нефтяной залежи»: Хисамову Раису Салиховичу – главному геологу – заместителю генерального директора ОАО «Татнефть», Мусаеву Гайсе Лемиевичу – заместителю начальника геологического отдела НГДУ «Елховнефть», Ториковой Любови Ивановне – ветерану нефтяной промышленности, работавшей начальником геологического отдела НГДУ «Елховнефть»;
- за научно-практическую работу «Технологический комплекс стимуляции продуктивности карбонатных коллекторов Республики Татарстан»: Рахманову Рафкату Мазитовичу – заместителю генерального директора по ремонту, бурению скважин и повышению нефтеотдачи пластов ОАО «Татнефть», Исмагилову Фанзату Завдатовичу – начальнику управления по ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов ОАО «Татнефть», Ханнанову Рустэму Гусмановичу – главному геологу НГДУ «Бавлынефть», Подавалову Владлену Борисовичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть», Морозову Павлу Георгиевичу – заместителю начальника технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть», Мусабирову Мунавиру Хадеевичу – заведующему лабораторией обработки призабойной зоны пласта и водоизоляционных работ отдела эксплуатации и ремонта скважин ТатНИПИнефть, Яртиеву Амуру Физюсовичу – заведующему сектором экономики разработки месторождений и добычи нефти отдела экономики ТатНИПИнефть;
- за научно-практическую работу «Использование высокотемпературной воды после подготовки сверхвязкой нефти для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на нефтяном месторождении»: Салихову Илгизу Мисбаховичу – начальнику НГДУ «Нурлатнефть», Сайфутдинову Марату Ахметзиевичу – главному геологу НГДУ «Нурлатнефть», Кормухину Владимиру Александровичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Нурлатнефть», Рахматуллину Ринату Рахимзяновичу – начальнику производственной службы по поддержанию пластового давления НГДУ «Нурлатнефть»;
- за научно-практическую работу «Устройство для измерения дебита нефтяной скважины»: Шигапову Азату Фатыховичу – начальнику технического отдела НГДУ «Нурлатнефть»;
- за научно-практическую работу «Обеспечение роста добычи нефти на поздней стадии разработки объектов НГДУ «Альметьевнефть» за счет повышения эффективности регулирования процессов нефтеизвлечения»: Тазиеву Миргазияну Закиевичу – начальнику НГДУ «Альметьевнефть», Рахманову Айрату Рафкатовичу – главному инженеру – первому заместителю начальника по производству НГДУ «Альметьевнефть», Гумарову Нафису Фаритовичу – главному геологу НГДУ «Альметьевнефть», Ганиеву Булату Галиевичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Альметьевнефть», Газизуллину Иреку Хусаиновичу – заместителю начальника управления по экономике – главному экономисту НГДУ «Альметьевнефть», Фасхутдинову Руслану Рустямовичу – заместителю начальника геологического отдела НГДУ «Альметьевнефть», Хусаинову Руслану Фаргатовичу – ведущему инженеру технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Альметьевнефть».
www.evening-kazan.ru
Нефтянник Альметьевнефть №27, от 30 июля 2014, "ПРОИЗВОДСТВО С ДОБРЫМИ ГЛАЗАМИ"
Приезд гостей из «Пакера»ожидался с нетерпением. Все настолько были наслышаны о серьезной работе данно- го предприятия в области внедрения инструментов «Бережливого производст- ва», что встречу с его пред- ставителями пропустить не могли. В зале заседаний НГДУ «Альметьевнефть» заранее собрались специа- листы отдела промышлен- ной безопасности и охра- ны труда, производствен- ных отделов, молодежного комитета и, конечно же, сотрудники редакции газеты «Нефтяник».
В составе делегации были директор предприятия М. Нагуманов, специалисты, а также представители рабочих профессий: фрезеровщик, токарь, термист, заточник, оператор станков, дефектоскопист, старший кладовщик, слесарь механосборочных станков. Набор профессий прибывших к нам гостей удивлял нас до того момента, когда Марат Мирсатович во вступительной речи сказал, что задача руководства любого предприятия – уделять больше внимания работникам цехов (так называемым, «нижним сотрудникам»), учитывая, в первую очередь, их потребности.
Руководитель много рассказывал о системе организации производства, которая выстроена на его предприятии, о том, что необходимо ее постоянно совершенствовать, доводить до идеала. И чтобы система «Бережливого производства» работала, принося реальную пользу каждому работающему на предприятии, делая его эффективным и прибыльным. Главный инженер НГДУ «Альметьевнефть» Айрат Рахманов, который открыл встречу с представителями передового октябрьского предприятия, сказал о том, что «Пакер» является для работников управления примером по внедрению инструментов «Бережливого производства». «Подобная работа ведется и на объектах НГДУ, имеется положительный опыт организации производства, направленный на оптимизацию процессов и повышение производительности труда персонала, – подчеркнул Айрат Рафкатович. – Но нам нужен взгляд со стороны компетентных в этом направлении людей. Мы надеемся на вашу помощь и дельные советы».
npf-paker.ru
Устьевое оборудование насосных нефтедобывающих скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает расширение функциональных возможностей и повышение надежности устьевого оборудования. Устьевое оборудование содержит установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником. Во фланцевой части планшайбы выполнены радиальное и вертикальное отверстия, сообщенные с затрубным пространством и предусмотренные для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами соответственно. В планшайбе устроен предохранительный клапан, расположенный в радиальном отверстии, выполненном во фланцевой части планшайбы с возможностью сообщения с затрубным пространством и нагнетательной линией через каналы. Каналы заложены в теле соответственно фланцевой и муфтовой частей планшайбы. Предохранительный клапан выполнен из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью поддержания его в рабочем положении и отключения от работы посредством прижимного винта. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и входит в комплект устьевой арматуры.
Известна устьевая штангонасосная арматура АШК-50-14 (Производственно-коммерческая фирма ТЕХНОВЕК Каталог, стр.8; 423430, Россия, Удмуртия, г.Воткинск, ул.К.Либкнехета 1; тел/факс (34145) 5-39-11, 6-66-20, 6-63-42, 6-52-88 http:www.technovek.ru e-mail: [email protected]), состоящая из корпуса арматуры - сварной конструкции, имеющего боковые отводы для крепления угловых вентилей и центральный переводник с каналами для установки устьевого сальника, крепления к колонне насосно-компрессорных труб, перепускного клапана и отверстия для ввода кабеля или приборов.
Однако устьевая арматура в таком исполнении является лишь примером из множества разновидностей, применяемых в промышленности, и не оснащена предохранительным устройством от возможных аварий из-за превышения давления на нагнетательной линии по различной причине.
По конструктивным и функциональным признакам наиболее близким аналогом (прототипом) является широко распространенное устьевое оборудование насосных нефтедобывающих скважин (П.Н.Лаврушко. Подземный ремонт скважин. - М.: Недра, 1968 г., стр.125-128, рис.61), содержащее установленную на фланце эксплутационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью, предусмотренной для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником, радиальным и вертикальным отверстиями во фланцевой части планшайбы, сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами соответственно.
Данное устьевое оборудование не обладает достаточными функциональными возможностями и надежностью из-за отсутствия в нем предохранительного устройства, расположенного в непосредственной близости от потока добываемой жидкости и затрубного пространства, предназначенного для предотвращения возможных аварий из-за неожиданного повышения давления в нагнетательной линии в результате ее замерзания в зимнее время года по причине вынужденной остановки, нарушения технологии откачки нефти от скважины и т.п.
Ставится техническая задача, заключающаяся в расширении функциональных возможностей и повышении надежности устьевого оборудования.
Для осуществления поставленной задачи устьевое оборудование насосных нефтедобывающих скважин, содержащее установленную на фланце эксплутационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью, предусмотренной для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником, радиальным и вертикальным отверстиями во фланцевой части планшайбы, сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами соответственно выполнено так, что в планшайбе устроен предохранительный клапан, расположенный в радиальном отверстии, выполненном во фланцевой части планшайбы с возможностью сообщения с затрубным пространством и нагнетательной линией через каналы, заложенные в теле соответственно фланцевой и муфтовой частей планшайбы, причем предохранительный клапан выполнен из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью поддержания его в рабочем положении и отключения от работы посредством прижимного винта.
На фиг.1 изображено устьевое оборудование насосной нефтедобывающей скважины; на фиг.2 - вид по стрелке А на фиг.1; на фиг.3 - разрез по линии Б-Б на фиг.2.
На фланце 1 (фиг.1) эксплуатационной колонны 2 посредством уплотнительного кольца 3 и шпилек 4 установлена планшайба 5 с эксцентрично расположенной муфтовой частью 6, которая с одной стороны соединена с нагнетательной линией, расположенной в колонне насосно-компрессорных труб 7, а с другой - с тройником 8 с устьевым сальником 9. Во фланцевой части планшайбы 5 выполнены радиальное 10 и вертикальное 11 отверстия, сообщенные с затрубным пространством 12, предназначенные для установки перепускного устройства 13 и исследовательских приборов соответственно. При работе штанговой насосной установки вертикальное отверстие 11 заглушается пробкой 14.
В другом радиальном отверстии 15 (фиг.2, 3), выполненном во фланцевой части планшайбы 5, установлен предохранительный клапан, состоящий из седла 16 с прокладкой 17, подвижного клапана 18 с пружиной 19 и прижимного винта 20 с уплотнительными кольцами 21 и головкой 22 под ключ. Затрубное пространство 12 и нагнетательная линия 23 сообщены между собой каналами, заложенными в теле соответственно фланцевой 24, 15 и муфтовой 25 частей планшайбы 5, через предохранительный клапан.
Работа устьевого оборудования нефтедобывающих скважин, оснащенных штанговой насосной установкой, заключается в следующем.
Добываемая нефть поступает в нагнетательную линию 23 и по колонне насосно-компрессорных труб 7 поднимается вверх и через тройник 8 уходит в нефтепровод (не показан). При повышении давления газа в затрубном пространстве 12 выше заданной величины газ из затрубного пространства 12 стравливается посредством перепускного устройства 13, например, в нефтепровод. При неожиданном повышении давления на нагнетательной линии 23 добываемая жидкость через каналы 25, 15 открывает предохранительный клапан 18, преодолевая усилие пружины 19, и жидкость через седло 16, вертикальный канал 24 перетекает в затрубное пространство 12 и тем самым предотвращает возможную аварию оборудования в целом. После срабатывания предохранительного клапана прекращается подача жидкости в нефтепровод. Штанговая насосная установка останавливается для выявления и устранения причины, из-за которой произошло повышение давления на нагнетательной линии, после чего снова запускается. При этом предохранительный клапан используется повторно. Предохранительный клапан может быть отключен от работы путем принудительного прижатия клапана 18 к седлу 16 посредством пружинного винта 20.
Применение предохранительного клапана обеспечивает безопасную работу оборудования в целом. Место расположения предохранительного клапана и связывающих его рабочих каналов обуславливает компактность исполнения при минимальной металлоемкости конструкции, исключает вероятность замерзания ее в зимнее время года.
Устьевое оборудование насосных нефтедобывающих скважин, содержащее установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью, предусмотренной для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником, радиальным и вертикальным отверстиями во фланцевой части планшайбы, сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами, соответственно, отличающееся тем, что в планшайбе устроен предохранительный клапан, расположенный в радиальном отверстии, выполненном во фланцевой части планшайбы с возможностью сообщения с затрубным пространством и нагнетательной линией через каналы, заложенные в теле, соответственно, фланцевой и муфтовой частей планшайбы, причем предохранительный клапан выполнен из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью поддержания его в рабочем положении и отключения от работы посредством прижимного винта.
www.findpatent.ru
способ разработки нефтяной залежи - патент РФ 2481467
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. Обеспечивает повышение стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки. Сущность изобретения: при разработке залежи ведут закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин. Анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. В скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. Уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103].
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти; к второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения [Патент РФ № 2047750, кл. E21B 43/20, опубл. 10.11.1995 - прототип].
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи и большие расходы на добычу нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы, межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, согласно изобретению анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, в скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи возникают ситуации, когда часть скважин останавливают или меняют режимы их работы. При этом возникают трудности с закачкой рабочего агента, его становится или слишком много или слишком мало. И то и другое приводит к неоправданным затратам энергии, нарушению режимов разработки, что в конце концов отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи выполняют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин.
Анализируют условия разработки. По условиям разработки на рассматриваемом участке залежи возможно повышение или снижение пластового давления, назначение форсированных отборов пластовой продукции или наоборот технологические выдержки для оседания конусов обводненности и т.п. Все это влечет за собой уменьшение или увеличение объемов закачки рабочего агента, изменение давления закачки. Устанавливают объем закачки рабочего агента, который может быть увеличен или уменьшен вследствие изменения режимов разработки.
Анализируют возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов. Это может быть связано с аварийными или плановыми остановками скважин акцепторов для очистки скважины и околоскважинной зоны, заменой подземного оборудования и т.п. Устанавливают количество скважин, которое может быть одновременно остановлено и объем закачки рабочего агента, который может быть ограничен вследствие остановок скважин.
Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. Как правило, такое изменение параметров влечет за собой увеличение мощности насоса.
В скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.
При замене насоса в скважине-доноре при использовании на участке разработки одной скважины-донора и нескольких скважин-акцепторов при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 30 до 100 м3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 45 до 80 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м 3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 125 до 200 м3 /сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 240 до 500 м3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 250 до 400 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м.
При использовании на участке разработки нескольких скважин-доноров и множества скважин-акцепторов при замене насосов во всех скважинах-донорах устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 160 до 250 м3 /сут с напором от 1700 до 2500 м. При этом подбирают количество скважин-акцепторов на одну скважину-донор с суммарным объемом закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м3 /сут. При наличии скважин-акцепторов, не подсоединенных к скважине-донору, и/или при появлении новых скважин-акцепторов бурят дополнительную скважину-донор и к ней подсоединяют скважины-акцепторы.
Использование во всех скважинах-донорах насосов со столь узким интервалом по производительности позволяет обеспечить равномерное нагнетание рабочего агента по всему участку разработки и поддерживать одинаковое пластовое давление по всему участку.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания продуктивных пластов 1728 м, пластовое давление 153 атм, текущая пластовая температура 35°C, пористость 20,4%, проницаемость 0,656 мкм2, нефтенасыщенность 80,1%, толщина продуктивного пласта 0,8-4,2 м, вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 813 кг/м3, коллектор - глинистый песчаник, алевролит.
Рабочий агент - пластовую воду добывают в 3 скважинах-донорах и закачивают в 15 скважин-акцепторов. Из 24 добывающих скважин отбирают пластовую продукцию.
Скважины-доноры оснащены электроцентробежными насосами ЭЦН5А-160-1700 и работают в постоянном режиме с частотой тока 50 Гц. При остановке одной скважины-акцептора возникает необходимость снижения дебита скважины-донора, что при данном насосе сопровождается срывом потока рабочего агента. Насос работает на неустановившемся режиме, перегревается и выходит из строя.
Анализируют возможность изменения расхода рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от условий разработки. Выявляют, что на залежи несколько понижено пластовое давление и для его восстановления до начального уровня потребуется перевести часть скважин-акцепторов на непродолжительное время порядка 1-2 мес в периодический режим работы. Снижение расхода рабочего агента составит не более 3% от текущего уровня.
Анализируют возможность одновременной остановки скважин-акцепторов. Устанавливают, что количество скважин, которое может быть одновременно остановлено, составляет не более 2. Максимальное снижение расхода рабочего агента в скважины-акцепторы составляет 100 м3/сут, что составляет 28% от текущего уровня.
Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. В данном случае такое изменение составляет не более 55% мощности насоса. Таким условиям соответствует электроцентробежный насос ЭЦН5А-250-1700. Насос имеет номинальную производительность 250 м3/сут и напор 1700 м.
Заменяют в скважинах-донорах электроцентробежный насос на насос большей мощности ЭЦН5А-250-1700. Насос снабжают частотно регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. Таким частотно-регулируемым приводом является привод марки "Электон". При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима в пределах от 45 до 60 Гц. В результате удается обеспечить стабильность работы насоса без срыва потока при остановке скважин-акцепторов или изменении условий разработки, обеспечить возможность регулирования работы нагнетательных скважин в зависимости от условий разработки.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, в скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.
www.freepatent.ru
способ строительства куста скважин - патент РФ 2439273
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве куста скважин. При строительстве куста скважин проводят заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах. При строительстве первой скважины куста вначале бурят шахту долотом диаметром 630 мм на глубину 10-20 м, спускают обсадную трубу диаметром 500-540 мм, цементируют затрубное пространство, затем бурят направление на ламинарном режиме с применением бурового раствора, не размывающего стенки скважины, с водоотдачей не более 6 см3/30 мин, с вязкостью не ниже 50 с, удельным весом порядка 1,35 г/см3, с использованием при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора не более 100 об/мин. Через каждый метр проходки направления отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость. Продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы. После бурения направления спускают обсадную колонну и цементируют затрубное пространство. Продолжают строительство скважины до проектной отметки. Бурение последующих скважин куста или батареи проводят как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе. Обеспечивают безопасное бурение куста скважин в условиях образования карстовых провалов при бурении в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве куста скважин.
Известен способ предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, согласно которому регистрируют упругие колебания, поступающие от вибрации долота в процессе бурения скважины, при помощи приборов, усиливают полученный сигнал, а затем передают записывающему устройству. Дополнительно осуществляют фильтрацию поступающего сигнала с выделением сигнала от долота и оцифровку выделенного сигнала. Затем определяют приближение или удаление встречи стволов скважин путем сравнения поступающего сигнала с пороговыми значениями сигнала от долота. Информацию о сигнале от долота одновременно передают на записывающее устройство и устройство оповещения (Патент РФ № 2232861, опубл. 27.04.2003).
Способ позволяет предупредить встречу стволов при бурении, но он не позволяет обезопасить от образования карстовых провалов в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений флюидов, включающий заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах и разработку месторождения по всей площади или отдельными блоками. Добывающие и нагнетательные скважины каждого куста или батареи размещают в центральной части месторождения или разрабатываемого блока так, чтобы их трассы прошли в зоне допустимых из опасности сдвигового нарушения обсадных колонн значений горизонтальных подвижек массива горных пород, деформирующегося в процессе извлечения флюидов (Патент РФ № 2199002, опубл. 20.02.2003 - прототип).
Известный способ позволяет обезопасить скважины в процессе эксплуатации от подвижек массива горных пород, деформирующегося в процессе извлечения флюидов, однако способ не позволяет обезопасить буровое оборудование и работающих от образования карстовых провалов в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения безопасного бурения куста скважин в условиях образования карстовых провалов при бурении в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины.
Задача решается тем, что в способе строительства куста скважин, включающем заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах, согласно изобретению при строительстве первой скважины куста вначале бурят шахту долотом диаметром 630 мм на глубину 10-20 м, спускают обсадную трубу диаметром 500-540 мм, цементируют затрубное пространство, затем бурят направление на ламинарном режиме с применением бурового раствора, не размывающего стенки скважины, с водоотдачей не более 6 см3/30 мин, с вязкостью не ниже 50 с, удельным весом порядка 1,35 г/см3, с использованием при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора не более 100 об/мин, через каждый метр проходки направления отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость, продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы, после бурения направления спускают обсадную колонну и цементируют затрубное пространство, продолжают строительство скважины до проектной отметки, бурение последующих скважин куста или батареи проводят, как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе.
Сущность изобретения
При строительстве скважины могут встретиться непрочные легкоподвижные участки грунтов, способные образовывать значительные по размерам ямы, провалы, полости и т.п. карстовые провалы. Размеры таких провалов могут достигать 10 м в диаметре и глубине и даже более того. Бурение скважины в таких условиях провоцирует образование карстового провала. При этом почва из-под бурового оборудования уходит, буровое оборудование наклоняется или даже падает в провал. Происходит деформация и слом бурового оборудования. Возможен травматизм работающих или даже смертельный исход. Существующие способы строительства скважин не учитывают возможность образования карстового провала под буровым оборудованием. В предложенном изобретении решается задача обеспечения безопасного бурения куста скважин в условиях возможного образования карстовых провалов при бурении в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины. Задача решается следующим образом.
При строительстве куста скважин выполняют бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин. При строительстве первой скважины куста вначале бурят шахту долотом диаметром 630 мм на глубину 10-20 м, спускают обсадную трубу диаметром 500-540 мм, цементируют затрубное пространство. Неглубокая шахта способствует креплению пород в непосредственной близости от поверхности земли и снижению влияния бурения на грунты. Затем бурят направление на ламинарном режиме с применением бурового раствора, не размывающего стенки скважины, с водоотдачей не более 6 см3/30 мин, с вязкостью не ниже 50 с, удельным весом порядка 1,3-1,4 г/см 3, с использованием при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора не более 100 об/мин. Через каждый метр проходки направления отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость. Продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы. После бурения направления спускают обсадную колонну и цементируют затрубное пространство. Продолжают строительство скважины до проектной отметки. Бурение последующих скважин куста или батареи проводят, как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе.
Вышеуказанные условия способствуют минимизации влияния бурения на непрочные грунты. Ламинарный режим бурения исключает активное воздействие бурового раствора на стенки скважины. Применение бурового раствора, не размывающего стенки скважины, с водоотдачей не более 6 см 3/30 мин, с вязкостью не ниже 50 с, удельным весом порядка 1,3-1,4 г/см3 позволяет сохранить стенки скважины от размывания. Конкретные цифры подобраны из практики бурения. Использование при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора не более 100 об/мин оказывает меньшее воздействие на забой бурящейся скважины, чем компоновка с забойным двигателем. Буровой раствор, не размывающий стенки скважины, применяют после анализа состава пород и определения влияния различных растворов на породы. Так, для исключения размывания непрочного песчаника применяют глинистые буровые растворы, для исключения размывания глинистых пород применяют полимерные буровые растворы или растворы на безводной основе и т.п.
Через каждый метр проходки направления отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость. Осыпаемость определяют визуально при растирании породы в руках. Продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы, не образующей при растирании в руках песка. После бурения направления спускают обсадную колонну и цементируют затрубное пространство. Продолжают строительство скважины до проектной отметки. Бурение последующих скважин куста или батареи проводят как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе.
В результате удается построить куст скважин в условиях карстовых провалов.
Пример конкретного выполнения
Строят куст скважин со следующими характеристиками: указать, что можно, например, характер грунтов, глубины и размеры карстовых проявлений, геометрию куста скважин, сколько скважин, как они расположены, какие это скважины и т.п.
При строительстве первой скважины куста вначале бурят шахту долотом диаметром 630 мм на глубину 15 м, спускают обсадную трубу диаметром 520 мм, цементируют затрубное пространство. Затем бурят направление на глубину 124 м на ламинарном режиме с производительностью бурового насоса 16 л/сек, в качестве бурового раствора с водоотдачей 6 см3/30 мин, с вязкостью 52 с по вискозиметру В3-4, удельным весом 1,35 г/см3, с использование при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора 80 об/мин. Через каждый метр проходки направления на устье отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость. Определяют, что породы с повышенной осыпаемостью расположены на глубинах до 120 м. Продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы на глубине 124 м. Спускают обсадную колонну диаметром 426 мм и цементируют затрубное пространство. Бурят кондуктор скважины до глубины 280 м, спускают в скважину колонну труб диаметром 324 мм и цементируют затрубное пространство. Бурят техническую колонну скважины до глубины 1220 м, спускают колонну труб диаметром 245 мм и цементируют затрубное пространство. Бурят скважину до проектной отметки 2090 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 146 мм и цементируют затрубное пространство.
Бурение последующих скважин куста проводят, как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе.
При бурении в данном районе скважины по прототипу привело к образованию карстового провала, потере устойчивости и недопустимому наклону бурового станка. Это вызвало необходимость демонтажа оборудования, ликвидации провала и перенесения бурового оборудования на несколько метров от провала. На новом месте был применен предложенный способ бурения скважины, в результате которого удалось избежать образования провала и довести скважину до проектной глубины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения безопасного бурения куста скважин в условиях образования карстовых провалов при бурении в непосредственной близости от поверхности земли в начале бурения скважины.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ строительства куста скважин, включающий заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах, отличающийся тем, что при строительстве первой скважины куста вначале бурят шахту долотом диаметром 630 мм на глубину 10-20 м, спускают обсадную трубу диаметром 500-540 мм, цементируют затрубное пространство, затем бурят направление на ламинарном режиме с применением бурового раствора, не размывающего стенки скважины, с водоотдачей не более 6 см3/30 мин, с вязкостью не ниже 50 с, удельным весом порядка 1,35 г/см 3, с использованием при бурении роторного способа бурения с количеством оборотов ротора не более 100 об/мин, через каждый метр проходки направления отбирают пробы породы и анализируют на осыпаемость, продолжают отбор проб до достижения прочной и плотной породы, после бурения направления спускают обсадную колонну и цементируют затрубное пространство, продолжают строительство скважины до проектной отметки, бурение последующих скважин куста или батареи проводят как и первой, но отбор проб и анализ породы при бурении направления проводят при приближении бурения направления к прочной и плотной породе.
www.freepatent.ru
