Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине



Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине
Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине
Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине

 


Владельцы патента RU 2404373:

Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA)

Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине. Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин. Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером заключается в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата, в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством, при спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре, далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида, а после падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле, или кислотную обработку пласта, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта. В результате достигается расширение функциональных возможностей скважинной струйной установки. 3 ил.

 

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин.

Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны труб со струйным насосом и пакером, подачу жидкой рабочей среды в сопло струйного насоса и откачку из скважины добываемой жидкой среды (см. патент RU 2129671, кл. F04F 5/02, 27.04.1999).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить обработку прискважинной зоны с помощью физических, например ультразвуковых, полей и создавать депрессии на продуктивный пласт, однако в данном способе работы струйной установки предусмотрена подача рабочей среды в сопло струйного аппарата по колонне труб, что в ряде случаев сужает область использования данной установки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, заключающийся в том, что спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, устанавливают входную воронку над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера, далее проводят кислотную обработку продуктивного пласта и спускают на каротажном кабеле в НКТ подвижно установленное на каротажном кабеле эжектирующее устройство для откачки из продуктивного пласта продуктов реакции и проведения работ по интенсификации притока из продуктивного пласта добываемой из скважины среды (см. патент RU №2334131, кл. F04F 5/54, 20.09.2008).

Данный способ работы струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня установки струйного насоса. Однако данный способ работы скважинной струйной установки не позволяет в полной мере использовать ее возможности, что связано с невозможностью проведения работ в газлифтных скважинах без предварительного их глушения, извлечения газлифтной компоновки НКТ с пакером на поверхность и спуска в скважину компоновки НКТ с корпусом-опорой для эжектирующего устройства, пакером и хвостовиком, что требует привлечения для выполнения этих работ бригад капитального ремонта, приводит к большим затратам времени и, как следствие, к потере товарной нефти и большим экономическим затратам.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание высокоэкономического способа работы скважинной эжекторной установки с возможностью проведения комплекса работ по испытанию и обработке продуктивных пластов и организации добычи пластового флюида из газлифтных скважин.

Техническим результатом от использования колтюбинг-эжекторной установки является расширение функциональных возможностей скважинной эжекторной установки.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной НКТ и пакером заключается в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата, в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством, при спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре, далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида, а после падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле или кислотную обработку пласта, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.

Анализ работы скважинной эжекторной установки показал, что представляется возможность расширить функциональные возможности установки путем расширения диапазона работ, которые можно проводить в скважине без подъема НКТ и КГТ на поверхность и установки в скважине дополнительного оборудования.

Скважинная эжекторная установка дает возможность создавать ряд различных депрессий с помощью эжектирующих устройств в подпакерной зоне скважины с заданной величиной перепада давления с перфорацией и дренированием продуктивного пласта, а с помощью каротажного прибора и автономного манометра проводить работы по регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и откачиваемой из скважины среды, проводить исследование и испытание скважины, а также проводить регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины без использования специально для этого предназначенной функциональной вставки и организовать добычу пластового флюида из скважины газлифтным способом с периодическим проведением работ по интенсификации притока добываемой среды из продуктивного пласта. При этом следует отметить, что выполнение в стенке опоры перепускного канала с обратным клапаном позволяет организовать подачу в продуктивный пласт химических реактивов без использования каких-либо дополнительных приспособлений или функциональных вставок, повысить производительность работ, а обратный клапан при этом предотвращает поступление закачиваемых в продуктивный пласт сред в заколонное надпакерное пространство КГТ. Причем все эти работы проводятся без демонтажа НКТ и КГТ.

Таким образом, данный способ работы позволяет провести испытания продуктивных пластов в скважине без проведения многократных спусков и подъемов НКТ и КГТ и без использования какого-либо дополнительного специального оборудования, например азотной установки для удаления продуктов реакции из пласта, а также организовать добычу пластового флюида в газлифтных скважинах с помощью эжекторного газлифта, что позволяет в 4-6 раз снизить расход природного газа на единицу добываемой продукции.

На фиг.1 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки при закачке в продуктивный пласт химических реактивов (кислотная обработка продуктивного пласта).

На фиг.2 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки с установленным в корпусе-опоре гидродинамическим эжектирующим устройством с автономным манометром.

На фиг.3 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки с комплексным геофизическим прибором или перфоратором и установленным в корпусе-опоре геофизическим эжектирующим устройством.

Скважинная струйная установка содержит НКТ 1 с пакером 2, колонну гибких труб (КГТ) 3, на которой установлены последовательно снизу вверх хвостовик 4 с входной воронкой 5, пакер 6 и корпус-опора 7 для установки эжектирующих устройств, а именно гидродинамического эжектирующего устройства 8 и геофизического эжектирующего устройства 9. В корпусе-опоре 7 выполнен перепускной канал 10 с установленным в нем обратным клапаном 11. Гидродинамическое эжектирующее устройство 8 и геофизическое эжектирующее устройство 9 и выполнены с соплом 12 для подачи рабочего агента, сообщенным со стороны входа в него через перепускной канал 10 с затрубным пространством КГТ 3, камерой смешения 13, диффузором 14 и каналом 15 подвода откачиваемой среды. Гидродинамическое эжектирующее устройство 8 выполнено с установленным под ним автономным манометром 16 и установленным в канале 15 подвода откачиваемой среды обратным клапаном 17. Через канал 15 подвода откачиваемой среды геофизического эжектирующего устройства 9 пропущен каротажный кабель 18 для размещения в скважине ниже геофизического эжектирующего устройства 9 комплексного геофизического прибора 19 или малогабаритного перфоратора 20, при этом каротажный кабель 18 пропущен через установленный над каналом 15 подвода перекачиваемой среды герметизирующий узел 21 с возможностью перемещения относительно геофизического эжектирующего устройства 9.

В газлифтную нефтяную скважину с колонной НКТ и пакером спускают в НКТ на КГТ 3 установленные последовательно снизу вверх хвостовик 4 с входной воронкой 5, пакер 6 и корпус-опору 7 для эжектирующего устройства. Пакер 6 КГТ 3 располагают над пакером 2 НКТ 1, а входную воронку 5 - над кровлей продуктивного пласта 22. Проводят распакеровку пакера 6 КГТ 3 и через КГТ 3 и корпус-опору 7 закачивают в продуктивный пласт 22 кислотный раствор. А потом через КГТ 3 устанавливают в корпусе-опоре 7 гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с установленным под ним автономным манометром 16. Путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 жидкого рабочего агента (нефть или конденсат) в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 создают депрессию на продуктивный пласт 22 и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом. После откачки из продуктивного пласта 22 продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8, при этом установленный в канале 15 подвода откачиваемой среды обратный клапан 17 гидродинамического эжектирующего устройства 8 автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве. После регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с автономным манометром 16 на поверхность и через КГТ 3 в скважину на каротажном кабеле 18 спускают комплексный геофизический прибор 19 с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле 18 геофизическим эжектирующим устройством 9. При спуске с помощью комплексного геофизического прибора 19 регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки 5 КГТ 3 до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство 9 устанавливают в корпусе-опоре 7. Далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 рабочего агента в сопло 12 геофизического эжектирующего устройства 9 создают депрессию на продуктивный пласт 22, дренируют продуктивный пласт 22 до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве 9 с помощью каротажного кабеля 18 поднимают комплексный геофизический прибор 19 от забоя до входной воронки 5 КГТ 3, регистрируя при этом геофизические параметры скважины. Прекращают работу геофизического эжектирующего устройства 9 и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор 19 с геофизическим эжектирующим устройством 9 на поверхность, сбрасывают в КГТ 3 гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с автономным манометром 16 и устанавливают его в корпусе-опоре 7. Путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 природного газа создают депрессию на продуктивный пласт 22, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал 15 подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла 12 и срезом камеры смешения 13, камеру смешения 13 и диффузор 14 гидродинамического эжектирующего устройства 8 поступает в КГТ 3 и по ней вместе с природным газом поднимается на поверхность (эжекторный газлифт). Проводят добычу пластового флюида с помощью эжекторного газлифта. После падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство 8 вместе с автономным манометром 16 на поверхность и на каротажном кабеле 18 спускают комплексный каротажный прибор 20 с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством 9 и с помощью комплексного каротажного прибора 20 исследуют интервал скважины от входной воронки 5 до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве 9, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения. Замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло 12 геофизического эжектирующего устройства 9. Извлекают из скважины комплексный каротажный прибор 20 с геофизическим эжектирующим устройством 9 и проводят через КГТ 3 и корпус-опору 7 мероприятия для восстановления производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле 18, или кислотную обработку пласта 22, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.

Изобретение может найти применение при испытании, освоении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а также при их капитальном ремонте.

Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером, заключающийся в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством, при спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре, далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида, а после падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле, или кислотную обработку пласта, а потом повторные, описанные выше, гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к внутрипромысловому сбору и транспортированию газожидкостной смеси продукции нефтяных скважин при однотрубном транспортировании на установку подготовки нефти центрального пункта сбора и подготовки нефти.

Изобретение относится к области насосо- и компрессоростроения, а именно к установкам для дозированного ввода химреагентов в транспортируемый природный газ, и может быть использовано в газовой промышленности на газораспределительных станциях для подачи одоранта в поток газа с целью придания ему запаха.

Изобретение относится к области струйной насосной техники для скважин. .

Изобретение относится к струйной технике и может быть использовано при добыче метана из угольных пластов. .

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для перекачки газа при проведении ремонтных и профилактических работ на магистральных газопроводах.

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к способу работы скважинной струйной установки для исследования, ремонта, испытания и освоения фонтанирующих скважин.

Изобретение относится к области насосной техники для освоения скважин. .

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для испытания нефтегазовых скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности

Изобретение относится к области перемещения текучих сред по трубопроводам, а именно к системе транспортирования газа с низким давлением, и может быть использовано при изменении динамических и расходных характеристик перемещаемой текучей среды, предпочтительно, при изменении расхода перемещаемого газа в трубопроводе

Изобретение относится к струйной технике, в частности к способу утилизации низкопотенциальных (низконапорных) углеводородных газов путем их эжекционного сжатия для дальнейшей подготовки, переработки или использования

Изобретение относится к насосостроению, в частности к способам подъема воды, и может быть использовано не только в водоснабжении, но и при проектировании гидротранспортных и энергетических систем

Изобретение относится к области насосной техники

Установка предназначена для выработки электроэнергии за счет энергии гидравлического потока реки, покрытой льдом. Подвод перекачиваемой среды, воздуха, выполнен в виде коленообразной трубы, вертикальная часть которой жестко зафиксирована во льду и сообщена с атмосферой, а горизонтальная часть с диффузором размещена подо льдом по направлению потока воды. При этом к свободному концу вертикальной части коленообразной трубы герметично присоединен воздухозаборник, в полости которого размещен вентилятор с генераторной установкой. Технический результат - создание простой гидроэнергетической установки с возможностью ее использования для выработки электроэнергии за счет энергии гидравлического потока реки, покрытой льдом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к внутрипромысловому сбору и транспортированию водогазонефтяной продукции нефтяных скважин при однотрубном транспортировании на центральный пункт сбора и подготовки нефти. Станция содержит коллектор (1), сепаратор (2) с двумя выходами (3) и (4), выходной напорный трубопровод (5), как минимум одну шурфовую насосную установку (6), как минимум один гидроструйный насос (7) с пассивным (8) и активным (9) входами, как минимум один запорный элемент (10) и как минимум один обратный клапан (11). Выход коллектора (1) гидравлически связан с пассивным входом (8) каждого гидроструйного насоса (7). Выход каждой шурфовой насосной установки (6) гидравлически связан с активным входом (9) по крайней мере одного насоса (7). Один выход (3) сепаратора (2) гидравлически связан с выходным напорным трубопроводом (5), другой выход (4) сепаратора (2) гидравлически связан с входом каждой шурфовой насосной установки (6). Выход каждого насоса (7) гидравлически связан с входом сепаратора (2) через соответствующий запорный элемент (10) и соответствующий обратный клапан (11). При этом как минимум одна шурфовая насосная установка (6) снабжена запорным элементом (15), предназначенным для выпуска газа из установки или заполнения установки жидкостью. Техническим результатом является повышение надежности и долговечности работы станции. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Станция предназначена для перекачки и сепарации многофазной смеси. Станция содержит коллектор 1, шурфовые насосные установки 2,3, гидроструйные насосы 4,5,6, сепаратор 7, счетчик учета жидкости 8, дренажную емкость 9, выходной напорный трубопровод 10, запорные элементы 11-28, обратные клапаны 29-35, предохранительный клапан 36. Дренажная емкость 9 снабжена полупогружным насосом для подачи жидкости на вход коллектора 1. Кроме того, через обратный клапан 35 и запорный элемент 28 дренажная емкость 9 гидравлически связана с быстросъемным соединением 37 для откачки жидкости в автоцистерны. Технический результат - повышение надежности и долговечности работы станции. 1 ил.
Наверх