Домой Регистрация
Приветствуем вас, Гость



Форма входа

Население


Вступайте в нашу группу Вконтакте! :)




ПОИСК


Опросник
Используете ли вы афоризмы и цитаты в своей речи?
Проголосовало 514 человек


Свабирование нефтяных скважин что это такое


Свабирование нефтяных скважин

Современные методики освоения буровых включают в себя свабирование нефтяных скважин. Процесс проводится, как самостоятельное освоение методом уменьшения уровня жидкости в буровой. Основной элемент системы – сваб (поршень), имеющий одну или несколько манжет, которые функционируют, как обратный клапан. Уровень жидкости в нефтяной скважине понижается за счет этой комплектующей.

Что такое свабирование нефтяных скважин?

Процесс представляет собой специфический дренаж, направленный на освоение нефтеносной области. Технология используется при разработке водяных или нефтяных скважин. Метод может применяться и для нагнетательных буровых. Сваб оборудован обратным клапаном, грузовыми штангами и манжетами для уплотнения.

Технология заключается в том, что сваб помещают в пространство насосно-компрессорных труб. Он погружается в жидкость за счет конструктивных особенностей. При вынимании сваба обратный клапан закрывается, а столб жидкости, который находится над поршнем, поднимается вместе с ним. Это приводит к образованию низкого давления в нефтяных скважинах, что вызывает приток углеводородного сырья, увеличивая дебит действующей буровой.

Процесс свабирования нефтяных скважин проводится для решения следующих задач:

Для процесса характерна цикличность. В перерывах ответственные специалисты проводят контроль динамического уровня, чтобы определить состав притока сырья. Наличие цикличности напрямую зависит от преследуемой цели, а соответственно и промышленной задачи. При этом стоит понимать, что уровень жидкости в скважине уменьшается поэтапно, что позволяет плавно вводить ее в эксплуатацию.

Свабирование может проводиться на максимальную глубину погружения или же под определенный уровень. В первом случае стоит отталкиваться лишь от прочности используемого троса или каната. Второй вариант зависит от других факторов – диаметра колонны НКТ, плотности среды, в которую помещается сваб и прочности каната. За один цикл каждый отдельно работающий поршень может поднять наружу столб высотой порядка 300 м.

Технологии свабирования нефтяных скважин

Свабирование – многогранная технологи, которая позволяет осваивать нефтяные скважины различными способами. Стоит рассмотреть каждый из них. Итак, свабирование нефтяных скважин может проводиться следующим образом:

  1. При помощи двух свабов без монтажа пакера. Здесь роль главного тягового оборудования играет каротажный кабель. В качестве альтернативы может применяться трос или стальная лента. Приводом служит подъемник или же лебедка. На колоннах НКТ имеются ограничители (муфты или клапаны).
  2. Ступенчатое свабирование. Такой вариант заключается в установке пакера вместе с колонной НКТ, которая опускается в эксплуатационный элемент до необходимой отметки.
  3. Методика свабирования при помощи двух поршней с монтажом пакера. Такая технология мало чем отличается от подобной, но без установки пакера, но все же имеет свои нюансы. Главная особенность технологии в том, что пакерный узел, который устанавливается в эксплуатационную колонну, полностью герметизирует колонны НКТ. Выкачивание жидкости проводится исключительно из задействованных колонн НКТ. При этом существенно уменьшается количество повторений операции, что является бесспорным преимуществом технологии.
  4. Методика с однонаправленным перемещением поршней в двух НКТ, но с условием опережения подъема одного из свабов. Это позволяет создавать динамичность воздействия на область. При этом каждый из поршней должен опускаться до того же уровня, что и другой. Высота, на которую должен подняться первый элемент, пока второй еще находится на нижней точке, задается перед началом работы. Тяговые детали работают за счет подключения к независимым приводам. Более редкий вариант – использование одного привода с откорректированным режимом работы.

Каждая технология характеризуется своими преимуществами. Считается, что свабирование нефтяных скважин двумя поршнями, каждый из которых перемещается в отдельной колонне НКТ, обладает большим числом преимуществ.

В частности, это:

Оборудование для свабирования скважин

Каждая технология отличается своими особенностями, но оснащение всегда используется подобное. Так, комплекс оборудования для свабирования скважин состоит из следующих элементов:

  1. Сальниковый очиститель. Он необходим для проведения очистки и полной герметизации каната.
  2. Освобождающий агрегат. Прибор используется для автоматического отключения очистителя от лубрикатора.
  3. Ловушка поршня. Может быть механической или автоматической. Первый вариант используется чаще в силу того, что нет необходимости подключения к питанию, что уменьшает затраты. Цель применения – удержание колонны поршня при замене манжеты.
  4. Лубрикатор. Используется для извлечения колонны НКТ из нефтяной скважины. При этом поддерживается полная герметичность процесса.
  5. Шаровые краны, соединения (быстросъемные), шаровые затворы, фланцы, трубодержатель.
  6. Превентор. Необходим для герметизации колонны НКТ.

Все оборудование делится на две большие группы – предоставляемое заказчиком и то, которое использует исполнитель. По договоренности сторон перечень может отличаться. К оснащению выдвигаются определенные требования. Так, размещенные в нефтяной скважине колонны НКТ должны специально подготавливаться перед спуском или еще не находиться в эксплуатации до этого момента.

Кроме того, трубы должны исполняться в одном диаметре. При этом они должны плотно крепиться, чтобы исключить вероятность обрыва сваба. Если НКТ снижается на 600 и более метров ниже запланированной отметки, то на нем должно находиться безопасное кольцо (стоп-муфта), которая исключит вероятность дальнейшего падения поршня в скважину. Если необходимо разработать отдельно стоящую нефтяную скважину, то используется специальная фонтанная арматура. Такое оборудование оснащено линией, которая соединяет межтрубное пространство с резервуаром для отбора жидкости.

Оборудование для свабирования должно отличаться высокой мобильностью и быстрой сборкой. Кроме того, оно должно гарантировать быструю кратковременную откачку на протяжении нескольких часов, максимум суток. Это обусловлено тем, что градационное снижение уровня жидкости и давления на забой позволяет проводить быструю депрессию в определенных пластах нефтеносной области.

snkoil.com

Свабирование

Свабирование — способ освоения скважин методом снижения уровня жидкости. При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб спускают на канате в колонну труб НКТ с помощью геофизического подъемника . Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне (НКТ).

Различают максимальную глубину погружения и глубину погружения под уровень. Первая зависит от прочности каната и мощности агрегата, вторая от диаметра НКТ, плотности жидкости и прочности каната.

Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты. Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования характеризует состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Если восстановление уровня в скважине идет гораздо медленнее, чем отбор, это может быть связано как с геологическими условиями (низкие параметры коллектора, снижение пластового давления и т. п.) , так и с технологическими (загрязнение ПЗП продуктами фильтрации нефти, наличие зон кольматации) , что встречается гораздо чаще.

Свабирование нефтяных скважин производят с целью:

По окончании работ Заказчику выдается график свабирования и таблица данных информационного обеспечения технологии: глубина спуска сваба, глубина статических и динамических уровней жидкости в НКТ, количество поднятой на поверхность жидкости и т. д.

Процесс свабирования может контролироваться автономными манометрами.

В настоящее время свабирование является технологически простым, экономичным и наиболее экологически безопасным методом работы на скважине.

Технические особенности свабирования:

nppingt.ru

Освоение скважин

Освоение скважины — это комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на вызов притока из продуктивного пласта и обеспечивающих сохранение максимальной продуктивности  коллектора.

Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пласта-коллектора, очищение перфорационных отверстий и получения того количества продукции скважины, которое соответствует потенциальным возможностям конкретной скважины.

Способы вызова притока жидкости (освоения) выбираются исходя от текущего значения пластового давления. В скважинах, где пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление (фонтанные скважины), вызвать приток технологически проще, чем в скважинах с низким пластовым давлением, в которых нередко приходится применять специальные меры. При этом в скважинах с низкой проницаемостью пласта, необходимо дополнительно проводить работы по увеличению проницаемости.

Различают следующие способы освоения скважин: замена скважинной жидкости на жидкость с меньшей плотностью, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, тартание, освоение глубинными насосами, освоение при помощи ГНКТ.

Замена жидкости на более легкую

Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.

При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м3 на нефть с плотностью 900кг/м3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Если данным методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы освоения. Обычно это свабирование или компрессирование.

Свабирование

Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является свабирование. Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне.

Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором спускается сваб и геофизические приборы. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м. Соответственно объём выкачиваемой жидкости за один рейс составляет не более 0,75м3 для НКТ 73мм, и не более 1м3 для НКТ 89мм. По факту максимальные объёмы выносятся свабом в самом начале проведения работ, когда уровень жидкости в скважине практически возле устья, глубина погружения сваба мала и сам сваб находится в неизношенном состоянии.

Устье при свабировании открыто для выноса жидкости, но возможность герметизации скважины всегда имееется. Обычно роль герметизирующего устройства играет задвижка на фонтанной арматуре. Иные схемы компоновки устьевого оборудования, не предусматривающие налчичие фонтанной арматуры запрещены.

Свабирование выполняется в колоннах НКТ с наружним диаметром 73 и 89мм. Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или подготовленными и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах.

Свабирование достаточно долгий способ освоения. Поэтому когда есть возможность то применяют компрессирование инертным газом.

Компрессирование

При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.

Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

Освоение струйными насосами

Использование струйных насосов позволяет:

Тартание

Тартание — это метод освоения скважины жидкости желонкой, которая спускается на тонком канате с помощью лебедки. Желонка представляет собой трубу длиной 8м, в нижней части которой находится клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки находится скоба для установки каната. Обычно диаметр желонки не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За одно СПО желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06м3.

Тартание — крайне малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Герметизация устья при фонтанных проявлениях не возможна до полного извлечения желонки на поверхность.

Возможность извлечения различного рода осадка с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу преимущества. Данный метод широко распространен при нормализации забоя скважин после проведения ГРП, когда интервал перфорации частично или полностью пересыпан проппантом.

Освоение глубинными насосами

На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб

www.geolib.net

Свабирование

СВАБИРОВАНИЕ, поршневание (а. swabbing; н. Kolben, Pistonieren, Swabben; ф. pistonnage; и. achique de activacion, achique de exitacion), — один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин.

Поршень (сваб), оснащённый обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными манжетами, опускают в насосно-компрессорные трубы скважины. При спуске поршня обратный клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается и столб жидкости, находящийся под поршнем, выносится на поверхность. Свабирование достигается снижением уровня жидкости в скважине и снижением давления на забое, это вызывает новый приток продукции в скважину и её освоение.

Количество жидкости, извлекаемой за один цикл свабирования, глубина погружения поршня, продолжительность поршневания или число циклов свабирования зависят от продуктивности осваиваемой скважины, степени загрязнённости её призабойной зоны. Для предотвращения опасности открытого выброса продукции скважины поршень опускают через герметизирующее устройство; извлекаемую жидкость отводят через манифольд скважины в специальные продувочные сборные ёмкости или в сборную промысловую сеть, что предотвращает загрязнение окружающей среды.

www.mining-enc.ru

Способ свабирования нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано при освоении скважин свабированием с использованием кабельного подъемника.

Известен способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающий возвратно-поступательное перемещение сваба с приборами в насосно-компрессорной трубе (НКТ) для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта (К.И. Джафаров. Поршневое тартание. // Нефтяное хозяйство, 1995, № 5-6, с.91-93).

Недостатком известного способа является то, что глубина удаления жидкости из скважины ограничена величиной 1500-1700 м, так как с большей глубины жидкость над свабом до устья не доходит из-за ее протекания через неплотности сваба. Следовательно, величина депрессии на пласт также ограничена. Однако часто бывает потребность в понижении уровня жидкости в скважине до 2000-2500 м, что использованием способа по аналогу обеспечить невозможно.

Указанный недостаток устранен в другом известном способе, принятом за прототип.

Способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником по прототипу включает возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта (патент RU 2183731 от 04.07.2000, МПК 7 Е 21 В 43/00).

Недостатками прототипа является следующее:

- не обеспечивается получение максимального притока флюида из продуктивного пласта и, следовательно, не обеспечивается получение максимального дебита;

- не решается в процессе выполнения способа вопрос определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, а также динамического уровня жидкости в скважине и дебита скважины, в результате чего требуется выполнять эти работы отдельной операцией после окончания выполнения способа по прототипу. Из-за этого время освоения скважины увеличивается.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является получение максимального притока флюида и максимального дебита, при этом дебит определяют в процессе выполнения предложенного способа, в связи с чем определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине не требуется, а определенный в динамических условиях свабирования дебит является максимально точным.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающем возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта, согласно изобретению струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, фиксируют время, затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки и начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени, вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока, после чего определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за конкретное время на 24 часа, в случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Установка струйного насоса в предложенном способе на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, обеспечивает максимально допустимое значение снижения давления жидкости в скважине в зоне пласта, в результате чего пласт имеет возможность вытолкнуть в скважину через фильтры в зону пониженного давления максимально возможное количество флюида для данных условий. Максимальное количество флюида из пласта означает получение максимального дебита скважины.

Спуск сваба до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, обеспечивает получение перетоков жидкости через струйный насос, близких к условиям перетоков этой жидкости в процессе добычи флюида. Поэтому полученные результаты при реализации предложенного способа являются близкими к реальным условиям добычи флюида. В связи с этим при добыче обеспечивается примерное сохранение величин максимального притока флюида и дебита, полученных в предложенном способе.

Привязка середины хода сваба к будущей при добыче максимально допустимой глубине установки добычного насоса обеспечивает осуществление предложенного способа при максимально эффективных условиях работы струйного насоса, которые тем лучше, чем глубже спущен сваб, а при добыче флюида - чем глубже спущен добычной насос. Выполнение половины хода сваба вверх и вниз от глубины будущей установки добычного насоса гарантирует проверку эффективности будущей добычи флюида при размещении добычного насоса в разных точках от верхней до нижней точек хода сваба. Анализ записей контрольных приборов на поверхности в процессе реализации способа подтвердит, что выбранная максимально возможная глубина установки добычного насоса обеспечивает наилучшие условия работы струйного насоса. А это обеспечивает получение максимальных притока и дебита.

Фиксация времени подъема сваба вверх от нижней точки в начале реализации способа и выполнение возвратно-поступательных перемещений сваба на величину принятого рабочего хода до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени позволяют определить максимальную величину притока флюида, полученную при максимально благоприятных условиях, выстроенных по предложенному способу.

Определение за фиксированное время объема вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и расчет дебита путем интерполяции полученного притока за конкретное время на 24 часа позволяют определить дебит скважины в процессе реализации предложенного способа свабирования без последующего определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, которые в аналоге и прототипе были нужны для определения дебита. Теперь дебит можно определить в процессе свабирования, и нет никакой необходимости определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине. Благодаря этому время выполнения свабирования уменьшается, а дебит, определенный в динамических условиях свабирования, является наиболее реальным и фактическим для конкретных условий свабирования и будущей добычи, а следовательно, максимально точным.

Повторение предложенного способа свабирования до достижения запланированного результата, если запланированный дебит не достигнут, позволяет добиться запланированного максимального результата.

Освобождение при необходимости заполненной емкости с учетом удаляемого из нее объема обеспечивает точное определение притока флюида и дебита скважины.

Предложенный способ свабирования реализуют на основе использования известных устройств по прототипу: сваб, кабель для опускания сваба в колонну НКТ, на нижнем конце которой установлен струйный насос, отделяющий затрубное пространство от скважинного пространства, а в верхней части колонны НКТ выполнены отверстия.

Используя указанные известные устройства, способ реализуют следующим образом.

Струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт. Для выполнения указанной установки выполняют следующий расчет: например, принимают величину допустимой депрессии на продуктивный пласт 230 кгс/см2. Принятая плотность жидкости в скважине с учетом притока нефти из пласта в процессе свабирования составляет 0,9 кгс/см2. При такой плотности каждые 10 м столба жидкости дают гидростатическое давление 0,9 кгс/см. Рассчитаем, какую высоту столба жидкости следует удалить из скважины, чтобы получить требуемую депрессию на пласт: (230×10):0,9=2556 м. Струйный насос опускают на нижнем конце колонны НКТ на глубину 2556 м. При работе струйного насоса в процессе свабирования струйный насос отсекает давление столба жидкости высотой 2556 м. В это время на пласт действует только гидростатическое давление столба жидкости, находящегося ниже струйного насоса. Это давление на 230 кгс/см2 меньше по сравнению с давлением столба жидкости от устья. Следовательно, при работе струйного насоса давление столба жидкости высотой 2556 м отключается, а столб жидкости ниже глубины установки струйного насоса создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт 230 кгс/см2. Если бы не было давления столба жидкости, который расположен ниже струйного насоса, то депрессия была бы больше 230 кгс/см2 на величину того давления, которое создается столбом жидкости, находящимся ниже струйного насоса до фильтра продуктивного пласта.

После спуска струйного насоса в колонну НКТ опускают сваб до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода до максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки.

Рассмотрим этот прием способа на конкретном примере. Добычной электроцентробежный насос по паспорту имеет максимальную глубину установки 1750 м. Принятый рабочий ход сваба равен 300 м. Половина рабочего хода сваба составляет 150 м. Глубина расположения нижней точки хода сваба составит: 1720+150=1900 м. Следовательно, сваб опускают на глубину 1900 м.

После этого, зафиксировав время, начинают подъем сваба вверх на 300 м и выполняют его возвратно-поступательные перемещения на величину принятого рабочего хода 300 м вверх от нижней точки на глубине 1900 м до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени. Определяют величину притока жидкости из пласта за любое время, в том числе и за единицу времени, путем измерения объема вылитой свабом жидкости из колонны НКТ в мерную емкость на устье скважины.

После получения постоянной величины притока жидкости из пласта фиксируют время, выполняют свабирование на постоянном притоке, определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученный приток за конкретное время на 24 часа.

Если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют свабирование в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Способ обеспечивает получение максимальных притока и дебита без затрат времени на определение кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине.

Способ свабирования нефтяной скважины кабельньм подъемником, включающий возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в насосно-компрессорной трубе для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в насосно-компрессорной трубе ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта, отличающийся тем, что струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, фиксируют время, затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки и начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени, вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока, после чего определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за конкретное время на двадцать четыре часа, в случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

findpatent.ru

Свабирование - это... Что такое Свабирование?

dic.academic.ru


Смотрите также




© 2012 - 2020 "Познавательный портал yznai-ka.ru!". Содержание, карта сайта.