Свабирование скважин при ремонте

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:

• уменьшение уровня жидкости;
• освоение буровой скважины;
• максимализация эффективности добычи;
• промывка призабойной области нефтяного пласта;
• относительно быстрый вызов притока из нефтеносного пласта.

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:

• сокращение времени, необходимого для притока сырья;
• существенное повышение интенсивности цикла, что увеличивает производительность отбора жидкости;
• рост перечня возможностей при выборе максимально доступного и эффективного режима отбора;
• точный контроль депрессии на определенный пласт;
• уменьшение энергозатрат на процесс подъема поршней в НКТ за счет применения технологии балластных нагрузок.

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.

Источник

Свабирование скважин при ремонте

Технология свабирования заключается в снижении уровня жидкости в скважине путем последовательного выноса на поверхность объемов флюида над поршнем (свабом). При проведении работ применяют стандартные агрегаты для капитального ремонта скважин и геофизические подъемники, оснащенные штатным каротажным кабелем. На фонтанной арматуре монтируют тройник-разрядник и геофизический лубрикатор, оборудованный гидравлическим сальниковым устройством. Тройник-разрядник обвязывается мерной емкостью.

Типовые условия применения метода:

• свабирование является технологически простым и экономичным методом освоения;
• более экологически безопасный метод освоения скважины по сравнению с компрессированием;
• является более щадящим методом (потому что не создаёт депрессии на пласт).

ПРИМЕНЕНИЕ:
снижение уровня жидкости перед перфорацией для обеспечения вскрытия пласта на депрессии; освоение скважины; очистка призабойной зоны пласта; увеличение дебита действующей скважины; вызов притока из пласта при геофизических исследованиях: гидродинамических, определении профиля притока, источника обводнения, диагностике технического состояния скважины.

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

Процесс свабирования проводят для снижения уровня, обеспечивающего заданную депрессию на пласт, или до извлечения заданного объема жидкости. В зависимости от решаемой задачи свабирование может состоять из одного или нескольких циклов. Между циклами производят прослеживание динамических уровней с целью определения состава притока и текущего дебита скважины. По окончании работ Заказчику выдаются 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, которые устанавливают или на колоннах НКТ, или в переходник ПАСП, или в шахту под перфоратор ПКТ-89.

Оснащение колонны НКТ	Высота выносимого столба жидкости, м	Предельная нагрузка, т
Без пакера	200-250	1,4-1,7
С пакером	150-200	1,4-1,7

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СВАБИРОВАНИЯ:

1. спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными (прорайбированными) и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах;
2. грузонесущим элементом является кабель.

Прибор	Длина (м)	Диаметр (мм)	Максимальная температура (°С)	Максимальное давление (МПа)	Масса (кг)
СВАБ	2,5	59	85	6	16

АППАРАТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС «СВАБ»:

Информационное сопровождение технологии свабирования обеспечивает аппаратно-технологический комплекс «СВАБ», представляющий собой скважинный прибор, составленный из набора функциональных модулей: свабирующего устройства; датчиков, регистрирующих давление над и под манжетой сваба; модулей термометрии и влагометрии. Наземная аппаратура фиксирует глубину и скорость перемещения сваба. Спуско-подъемные операции прибора в колонне НКТ осуществляются на геофизическом кабеле с использованием каротажного подъемника.

Источник

Свабирование

Свабирование — способ освоения скважин методом снижения уровня жидкости.

Технология заключается в том, что сваб (поршень) 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:

• уменьшение уровня жидкости;
• освоение буровой скважины;
• максимизация эффективности добычи;
• промывка призабойной области нефтяного пласта;
• относительно быстрый вызов притока из нефтеносного пласта.

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 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 1 м случае стоит отталкиваться лишь от прочности используемого троса или каната.
2 й вариант зависит от других факторов: диаметра колонны НКТ, плотности среды, в которую помещается сваб и прочности каната.
За 1 цикл каждый отдельно работающий поршень может поднять наружу столб высотой порядка 300 м.

Источник

Свабирование. порядок область применения

Одним из способов снижения давления на забой является свабирова-ние (поршневание). Сваб – поршень, снабженный клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Глубина погружения сваба зависит от мощности агрегата, на котором установлена лебедка, размеров лебедки и прочности каната, на котором спускается сваб.

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. По мере снижения уровня жидкости в скважине глубина погружения под уровень уменьшается.

Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. Если за один рейс будет извлечена жидкость из 250 м НКТ диаметром 73 мм, то общее снижение уровня в скважине диаметром 146 мм составит около 60 м.

Постепенное снижение давления на забой не позволяет осуществлять резкую депрессию на пласт, которая иногда необходима для очистки каналов в призабойной зоне пласта. Поэтому при отсутствии притока при сва-бировании необходимо убедиться в наличии связи пласта со скважиной и принять меры по устранению сопротивления движению жидкости.

Свабирование скважин с высоким пластовым давлением производят при установленных на устье фонтанной арматуре и противовыбросовом сальниковом устройстве (лубрикаторе). Если давление ниже гидростатического, используют только устройство для направления жидкости, извлекаемой из скважины, в емкости.

Приток из нефтяного пласта при свабировании определяют по появлению в извлекаемой жидкости газа, эмульсии и нефти. При получении интенсивного притока уровень в скважине возрастает и встречается свабом на глубине, откуда жидкость уже была извлечена. Если пластовое давление ниже гидростатического, свабирование ведут до полного извлечения находящейся в скважине жидкости, т.е. замены ее пластовым флюидом.

Метод освоения скважин свабированием заключается в интервальном понижении уровня жидкости в стволе скважин с целью снижения гидростатического давления.

Предназначен для проведения технологических операций по снижению уровня жидкости в стволе скважин.

Области применения оборудования для свабирования

удаление бурового раствора после бурения;

удаление продуктов химической реакции после кислотной обработки;

очистка скважины после проведения гидроразрыва;

определение технического состояния эксплуатационной колонны;

смена жидкостей в скважине и выравнивание давления;

освоение скважин и вызов притока;

определение состава притока флюида и отбор поверхностных проб.

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре .

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида.

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении в процессе эксплуатации скважин. Обеспечивает создание плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт. Сущность изобретения: способ заключается в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами. Перемещение каждого из свабов в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях. При этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин.
Известен способ вызова притока нефти снижением уровня жидкости в скважине компрессированием. По этому способу понижение уровня жидкости в скважине достигается вытеснением ее в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) газом высокого давления, подаваемым в межтрубное пространство.
Недостатки способа: высокие трудовые и энергетические затраты на реализацию; вытеснение жидкости сжатым газом приводит к перемешиванию жидкости глушения с продукцией пласта, что вызывает необходимость ее регенерации или полной замены. Кроме того, способ компрессирования воздухом отнесен к запретным по условиям безопасности и экологического воздействия [см. Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности. — М.: Недра, 1993].
Известен также способ свабирования скважины, при котором депрессию на пласт и, соответственно, дренирование скважины создают в результате подъема столба жидкости в колонну НКТ при помощи перемещаемого в ней сваба. Технологически способ представляет собой процесс периодического спуска поршневого элемента (сваба) в колонне НКТ под динамический уровень жидкости глушения и последующего его подъема до устья скважины [см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование — ресурсосберегающая технология. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 6-7. 1997. с. 27-29]. Свабирование скважины этим способом осуществляется без пакера или с пакером.
Недостатки свабирования скважины без пакера заключаются в очень малой депрессии на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимости производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени соизмеримо с продолжительностью освоения скважины способом компрессирования.
При свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба.
В настоящем изобретении поставлена задача создания способа свабирования скважины, обеспечивающего повышение интенсивности операций спуска-подъема сваба и осуществление режима свабирования, в наибольшей степени отвечающего условиям создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт.
Поставленная задача достигается тем, что предложен способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны скважины и подъема ее на поверхность по крайней мере двумя свабами, перемещение каждого из которых в колоннах насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях.
А также тем, что:
— в скважине разделенной пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, с подачей жидкости в надпакерную область, а отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области;
— отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют непрерывно (насосом, эрлифтом и т.п.).
В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, изложением его преимуществ и сопровождающими чертежами, на которых показаны:
на фиг. 1 — схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях;
на фиг. 2 — схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях, с установкой пакерного узла;
на фиг.3 — схема свабирования скважины с асинхронным перемещением свабов в одном направлении;
на фиг.4 — схема свабирования скважины с синхронным перемещением свабов в одном направлении;
на фиг.5 — схема двухступенчатого свабирования скважины.
Сущность изобретения заключается в следующем. В жидкой среде на забое скважины создают не единичные импульсы депрессии с большим интервалом времени между ними, как это имеет место при подъеме сваба в одной колонне НКТ, а по крайней мере парные импульсы депрессии на пласт с регулируемым интервалом их создания: от нуля (при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ) до половины периода цикла свабирования (при перемещении свабов в двух колоннах НКТ в оппозитных направлениях). В результате обеспечивается возможность регулирования депрессии на пласт и повышения стабильности вызываемого из продуктивного пласта потока флюидов, а следовательно, интенсификация процесса очистки фильтрационной зоны пласта от механических частиц.
Реализация предлагаемого способа связана с соответствующим оснащением скважины, отличающимся от оснащения скважины одной колонной НКТ и одним свабом.
При свабировании скважины двумя свабами без установки пакера имеет место следующая схема оснащения (см. фиг.1, 3 и 4). На эксплуатационную колонну 1 посажена фонтанная арматура 2 и лубрикатор 3, обеспечивающие возможность приема жидкости из двух колонн насосно-компрессорных труб 4 и 5 и пропуска тяговых элементов 6 и 7, к которым подсоединены свабы 8 и 9 с грузами-утяжелителями или приборами 10 и 11. Колонны НКТ имеют, кроме того, приемные клапаны и ограничительные муфты (не показаны). В качестве тягового элемента используют каротажный кабель, трос или стальную ленту, а соответственно, в качестве приводного органа — каротажный подъемник, лебедку трактора-подъемника, передвижные агрегаты с лебедками на базе автомобиля.
При свабировании скважины по схеме фиг.2 в скважинную компоновку подземного оборудования входит пакерный узел 12, а в некоторых случаях — съемный обратный клапан 13.
При ступенчатом свабировании скважины (см. фиг.3) устанавливают пакер 14 совместно с колонной НКТ, опущенной в эксплуатационную колонну до заданной глубины под динамический уровень. В случае спуска НКТ 5 с поверхности в ней делают сливное устройство 15.
Способ реализуется следующим образом.
При свабировании скважины двумя свабами с перемещением их в оппозитных направлениях при подъеме сваба 8 в колонне НКТ 4 (см. фиг.1) производится отбор жидкости из скважины, что вызывает приток флюидов из пласта. При подходе к устью скважины сваба 8 жидкость глушения вытесняется в выкидную линию системы сбора, соединенную с колонной НКТ 4. Одновременно с подъемом сваба 8 сваб 9 в колонне НКТ 5 опускают от устья скважины до крайнего нижнего положения, после чего цикл свабированиясвабом 9 в колонне НКТ 5 осуществляют аналогично свабированиюсвабом 8 в колонне НКТ 4. Синхронность подъема и спуска свабов 8 и 9 обеспечивается эквивалентностью их масс, включая грузы 10, 11, и параметрами перемещения тяговых элементов 6 и 7. Разнонаправленность их движения достигается применением двух однотипных подъемников, одного агрегата с двумя лебедками или более мощной установки с противоположной навивкой тяговых элементов на барабан.
Вариант свабирования скважины двумя свабами 8 и 9 в случае установки пакерного узла (см. фиг.2) не отличается от изложенной технологии свабирования без его установки. Особенность заключается в том, что установленный в эксплуатационной колонне 1 пакерный узел 12 изолирует полости колонн НКТ 4 и 5 от затрубного пространства и при подъеме сваба 8 или 9 происходит отбор жидкости только из соответствующих колонн НКТ из подпакерной области скважины. В результате сокращается число циклов подъема свабов, необходимое для вытеснения жидкости из колонн НКТ до заданного уровня.
Свабирование скважины с однонаправленным перемещением свабов в обеих колоннах НКТ, но с опережающим подъемом одного из них (см. фиг.3), создает большую динамичность воздействия на пласт. При работе по этому варианту оба сваба опускают к забою скважины до одного уровня. Затем начинают подъем одного из свабов, например 8 (см. фиг.3). При перемещении его на некоторую высоту (ориентировочно 10-20 м при скорости подъема сваба 1-3 м/сек) осуществляют подъем сваба 9. После вытеснения жидкости, поднятой свабами 8 и 9, в систему сбора, цикл работ повторяют в том же порядке или же с первоочередным перемещением сваба 9. Тяговые элементы приводят в движение независимыми приводами или же одним приводом с соответствующей корректировкой режима подъема.
Большая эффективность «раскачки» жидкости в призабойной зоне достигается при согласовании временного интервала между «стартами» свабов с частотой собственных колебаний поднимаемой жидкости. При необходимости наиболее высокий уровень депрессии на пласт как при свабировании скважины без пакера, так и с установкой пакера, может быть достигнут при однонаправленном синхронном подъеме свабов 8 и 9 по крайней мере в двух колоннах НКТ (см. фиг.4). Очевидно, что операции подъема и спуска одновременно двух свабов не вызывают трудностей и проводятся одной подъемной установкой.
Схема, приведенная на фиг.5, обеспечивает возможность свабирования глубокой скважины без увеличения продолжительности цикла подъема и спуска свабов. Зазор между НКТ и эксплуатационной колонной 1 по высоте разобщают пакером 14. Один из свабов, например 9, в колонне НКТ погружают под динамический уровень жидкости глушения, осуществляют подъем жидкости в надпакерную область с подачей ее через торец НКТ или сливное устройство 15. Из надпакерной области жидкость свабом 8 по колонне НКТ 4 или другим способом (насосом, эрлифтом и т.п.) поднимают на поверхность.
Способ свабирования скважины двумя свабами, каждый из которых перемещают в своей колонне НКТ, обладает рядом преимуществ по сравнению со свабированием одиночным свабом, а именно:
— сокращается время вызова притока жидкости и освоения скважины;
— кратно повышается интенсивность выполнения операций спуска-подъема и, соответственно, производительность отбора жидкости глушения;
— расширяются возможности выбора более эффективного режима отбора жидкости глушения и регулирования величины и продолжительности действия депрессии на пласт;
— снижаются энергозатраты на операции подъема свабов, поскольку используется принцип уравновешивания балластных нагрузок на привод;
— при прочих равных условиях могут быть снижены мощность привода и прочностные характеристики тяговых элементов.

1. Способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами, перемещение каждого из которых в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, при этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях.
2. Способ по п. 1, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области

Источник