Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЫ - Патент РФ 2142555
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в горной промышленности при вскрытии пластов обсаженной нефтяной или газовой скважины. Обеспечивает упрощение технологии вскрытия. Сущность изобретения: по способу в скважину закачивают жидкость, затем создают депрессию и осуществляют перфорацию. Закачку жидкости в скважину осуществляют на высоту столба жидкости, определяемого из соотношения H= (P1-P2)/ρ1q, где H - высота столба утяжеленной жидкости в скважине, м; Р1 - пластовое давление, МПа; Р2 - депрессия на пласт, Па; ρ1 - плотность закачиваемой утяжеленной жидкости в скважине, кг/м3; q = 9,81 м/с - ускорение свободного падения. Плотность закачиваемой жидкости определяют из следующего соотношения: ρ1 ≥ (ρ2(P1-P2))/(L<ρ>2q-P2-P3), где ρ2 - плотность пластовой жидкости, кг/м3; P3 - нормативная репрессия, Па; L - глубина скважины, м.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2142555
Класс(ы) патента: E21B43/11
Номер заявки: 98100149/03
Дата подачи заявки: 08.01.1998
Дата публикации: 10.12.1999
Заявитель(и): Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть"
Автор(ы): Бикбулатов И.Х.; Айдашов Н.Ф.; Рылов Н.И.; Шахметов Ш.К.
Патентообладатель(и): Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для вскрытия пластов обсаженной нефтяной или газовой скважины.
Известен способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий заполнение скважины жидкостью, спуск перфоратора в интервал вскрываемого пласта, герметизацию устья скважины и перфорацию при депрессии на пласт (1).
Наиболее близким аналогом изобретения является способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий закачку жидкости в скважину, создание депрессии и перфорацию (2).
Техническим результатом изобретения является устранение указанных недостатков.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу вскрытия пласта обсаженной скважины закачивают жидкость в скважину, создают депрессию и перфорацию, согласно изобретению закачку жидкости в скважину осуществляют на высоту столба жидкости, определяемого из соотношения
H = (P1-P2)/ρ1q,
где H - высота столба утяжеленной жидкости в скважине, м;
P1 - пластовое давление, Па;
P2 - депрессия на пласт, Па;
ρ1 - плотность закачиваемой утяжеленной жидкости в скважине, кг/м3;
q = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения,
при этом плотность закачиваемой жидкости определяют из следующего соотношения:
ρ1≥ ρ2(P1-P2))/(L<ρ>2q-P2-P3),
где ρ2 - плотность пластовой жидкости, кг/м3;
P3 - нормативная репрессия, Па;
L - глубина скважины, м.
Благодаря этим признакам вторичное вскрытие продуктивного пласта можно осуществить без осложнений, не оборудуя устье скважины герметизирующими устройствами, а также пакеров, разобщающих межтрубное пространство, что облегчает спуск в скважину перфоратора, который требует в свою очередь, в зависимости от толщины вскрываемого пласта, многократного спуска для пространства. При этом одновременно в случае притока жидкости из пласта исключается опасность излива жидкости или фонтанирование, поскольку обеспечивается самоглушение скважины, благодаря наличию в ней утяжеленной жидкости, с плотностью, определяемой из математического выражения, отмеченного выше.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Путем проведения исследований глубинными приборами сначала устанавливают пластовое давление P1, плотность жидкости пласта ρ2, а также глубину скважины. Определяют также нормативную репрессию P3 на пласт для безопасного ведения работ согласно п. 2.10 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности". М. , Госгортехнадзор России, 1993 г., далее задают величину P2 депрессии на пласт. Исходя из этих данных, рассчитывают плотность ρ1 утяжеленной жидкости и затем буровой глинистый раствор в скважине заменяют этой жидкостью, которая гарантирует самоглушение скважины при поступлении жидкости из пласта после прострелочных работ перфоратором.
Равновесие пластового давления и гидростатического давления столба жидкостей в скважине после прострела происходит при условии
P1= ρ1qH12q(H2-H1), (1)
Создаваемую на пласт депрессию P2 определяют из выражения:
P2= P11qH1 (2)
где H1 - высота столба жидкости над пластом перед перфорацией.
Высоту столба H2 жидкости при самоглушении определяют совместным решением (1) и (2)

Вертикальная глубина скважины с учетом статического уровня жидкости H3 жидкости после самоглушения соответствует:

Из (3) и (4) совместным решением определяют расчетную плотность закачиваемой в скважину утяжеленной жидкости, которой заменяют скважинную жидкость и которая обеспечивает производство работ по вскрытию пласта при депрессиях и спуско-подъемные работы без герметизации устья скважины:

При этой плотности утяжеленной жидкости ее высота в скважине перед перфорацией должна быть:

После перфорации уровень жидкости в скважине поднимается и высота ее над пластом составит:

Статический уровень (высота опорожненного ствола) составит

Проверочно H3 = L - H2.
В качестве закачиваемой жидкости в скважину можно использовать пластовую воду с добавлением хлористого кальция-утяжелителя.
Далее после спуска в скважину подземного оборудования скважину промывают нефтью и пускают в эксплуатацию.
Пример конкретного осуществления способа.
Способ испытывался на скважине N 156, ее параметры следующие:
L = 1600 м - глубина скважины,
P1 = 16 · 106, Па - пластовое давление.
ρ2 = 890 кг/м3 - плотность пластовой жидкости.
Нефтяной пласт вскрывают одним из известных методов с использованием перфоратора при депрессии на пласт P2 = 1 · 106 Па.
Согласно формуле (5) плотность утяжеленной жидкости выбирают:

Таким образом, перед созданием депрессии на пласт скважинную жидкость заменяют на пластовую воду, утяжеленную хлористым кальцием, до ρ1 = 1214 кг/м3 согласно расчету.
Депрессию перед перфорацией создают компрессором, спустив в скважину насосно-компрессорные трубы. При этом высота столба жидкости над пластом составляет по расчету:

После перфорации ожидалось, что жидкость в скважине поднимается и высота ее соатавит:

После чего произойдет самоглушение скважины, т. к. гидростатическое давление столба жидкости будет равно пластовому и статический уровень жидкости будет равен пластовому, и статический уровень жидкости в скважине установится: 1600 - 1375 = 225 м.
Это равнозначно резерву безопасности давления:
890 · 9,81 · 225 = 2 · 106 Па,
что удовлетворяет требованиям правил безопасности работ.
Фактически через 26 часов уровень жидкости в скважине после самоглушения установился на глубине 236 м, что объяснимо погрешностью технологических процессов и поступлением из пласта более тяжелой жидкости.
После перфорации в скважину опустили НКТ диаметром 75 мм, промыли на нефть и скважину пустили в эксплуатацию с глубинным насосом.
Технико-экономические показатели заключаются в следующем.
Использование способа позволит упростить технологию вскрытия пласта на депрессии без использования герметизирующих устройств устья скважины, следовательно, облегчая спуск перфоратора по открытому стволу, повышается безопасность труда, исключается излив жидкости при спуско-подъемных операциях и после операции перфорации.
Источники информации
1. SU 1520917 A1, 27.11.96.
2. SU 1572084 A1, 20.11.96.
Формула изобретения: Способ вскрытия продуктивного пласта обсаженной скважины, включающий закачку жидкости в скважину, создание депрессии и перфорацию, отличающийся тем, что закачку жидкости в скважину осуществляют на высоту столба жидкости, определяемого из соотношения
Н (Р12) /ρ1 g,
где Н - высота столба утяжеленной жидкости в скважине, м;
Р1 - пластовое давление, Па;
Р2 - депрессия на пласт, Па;
ρ1 - плотность закачиваемой утяжеленной жидкости в скважине, кг/м3;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения,
при этом плотность закачиваемой жидкости определяют из следующего соотношения: ρ1 ≥ (ρ2(P1-P2))/(L<ρ>2q-P2-P3),
где ρ2 - плотность пластовой жидкости, кг/м3;
Р3 - нормативная репрессия, Па;
L - глубина скважины, м.