Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам



Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам
Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам
Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам

Владельцы патента RU 2495235:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта. Обеспечивает возможность с помощью одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам, произвести замеры расходов. Сущность изобретения: в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки.

УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы. 2 н.з. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта.

Известен способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации, выбранный в качестве аналога, включающий спуск последовательно в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину двух колонн труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично. Колонну труб большего диаметра оснащают, по меньшей мере, одним пакером и одним перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. Осуществляют эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины. Согласно изобретению разобщают герметично проходные полости колонны труб меньшего и большего диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта, для раздельного движения по ним сред. Гидравлически связывают одну из полостей с призабойной зоной верхнего объекта через перепускной узел или элемент, а другую - с призабойной зоной нижнего объекта. При этом перепускной узел или элемент либо выполняют с осевым посадочным каналом, либо снизу снабжают посадочным узлом. Колонну труб меньшего диаметра оснащают разобщающим элементом, который спускают и устанавливают или в осевой посадочный канал перепускного узла или же в посадочный узел ниже перепускного элемента (патент №2328590, МПК Е21В 43/14, приор. 20.10.2006).

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, выбранный в качестве аналога, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины. После разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров. Избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов. Затем снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов. Нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном. Далее производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов. При этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии разбив устьевыми регуляторами потока, например, задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины. Подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов (патент №2380523, МПК Е21В 43/14, приор. 23.07.2008).

Недостатком известных способов является то, что для закачки рабочего агента используют две колонны труб, что повышает металлоемкость установки.

Известен способ Шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации пластов одной нагнетательной скважиной, выбранный в качестве прототипа заявляемому способу, заключающийся в том, что спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном (извлекаемым регулирующим узлом) для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны (извлекаемые регулирующие узлы) в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана (извлекаемого регулирующего узла) в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан (извлекаемый регулирующий узел), вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны (извлекаемые регулирующие узлы) из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан (извлекаемый регулирующий узел) в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент №2253009, МПК Е21В 43/14, приор. 11.09.2003).

К недостаткам известного способа относится то, что для закачки рабочего агента в пласты используют несколько скважинных камер или ниппелей, при этом количество спуско-подъемных операций, требуемых для установки и замены съемных клапанов, а также металлоемкость установки увеличиваются.

Известна установка для одновременно-раздельной закачки воды в пласты, включающая колонну лифтовых труб с пакерами, разделяющими пласты, и муфтами с осевыми и радиальными каналами и съемной пробкой. Съемная пробка спускается с устья на тяге и выполнена с возможностью герметичного взаимодействия с осевыми каналами муфт. Установка содержит продольные каналы, сообщающие пространства над и под каждой пусковой муфтой. Съемная пробка выполнена сборной и состоит из плунжеров, которые соединены тягами и взаимодействуют с соответствующими им осевыми каналами муфт, и постоянно находится в скважине. Продольные каналы выполнены в каждом плунжере, а муфты выполнены в виде полированных втулок с радиальными отверстиями. Причем длину тяг, втулок муфт и плунжеров, а также количество их и отверстий во втулках муфт подбирают с возможностью селективного перекрытия плунжерами радиальных каналов в соответствующих втулках муфт без подъема пробки на поверхность (RU №2436934 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 01.06.2010).

Недостатком известной установки является сложность подбора длины тяг, втулок муфт и плунжеров, их количества, а также количества отверстий во втулках муфт, зависящего от количества пластов и необходимых для их эксплуатации вариантов переключений. К недостаткам в том числе относится большая металлоемкость, а также невозможность использования в данной установке геофизических приборов.

Известна скважинная установка, выбранная в качестве аналога, включающая спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы (НКТ) со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий элемент, связанный со штоком запорного элемента. До глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом НКТ установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости насосно-компрессорных труб над и под центральным ниппелем (RU №2131017 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 08.07.1997).

Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены съемных клапанов, при этом как спуск, так и подъем клапанов осуществляется только при помощи специальной канатной техники.

Известна трехпакерная установка, выбранная в качестве аналога, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб 1 оборудование. Оборудование включает верхний 2, средний 3 и нижний 4 пакеры, ниппель проходного типа 5, воронку 6 с шаром, циркуляционные клапаны 7 и 8, механические тепловые компенсаторы 9 и 10, струйный насос 11 и непроходной ниппель 12 с возможностью установки в него глухой пробки или штуцерной вставки. Каждый из пакеров 2, 3 и 4 имеют индивидуальную схему установки и подъема. Верхний пакер 2 выполнен с гидравлической установкой и осевым съемом вверх после среза силовых штифтов, средний пакер 3 - механического действия с опорной установкой и поворотно-осевым съемом, нижний пакера 4 - механического действия с поворотно-осевой установкой и съемом. Нижний 4 и средний 3 пакеры могут быть подняты из скважины только после вращения колонны насосно-компрессорных труб 1, а верхний пакер 2 - после натяга колонны насосно-компрессорных труб 1 с учетом регламентированного усилия для него. Пакеры 2, 3 и 4 выполнены двустороннего действия и имеют возможность независимого размещения в установленном месте эксплуатационной колонны (RU №77899 U1, МПК Е21В 43/14, Е21В 33/12, приор. 26.05.2008).

Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены штуцерных вставок, устанавливаемых в циркуляционных клапанах.

Известно оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину, выбранное в качестве аналога, содержащее колонну труб с пакером, установленным между пластами, выше которого расположена перекрестная муфта, гидравлически связывающая внутреннюю полость труб с надпакерным затрубьем скважины. В гидравлический канал перекрестной муфты встроен обратный клапан, исключающий переток воды из затрубья скважины в полость труб. Гидравлический канал перекрестной муфты имеет седло, для его перекрытия спускаемым с устья скважины запорным элементом, перекрытие седла запорным элементом исключает переток воды из труб в затрубье скважины. Запорный элемент может быть изготовлен из материала плотностью меньше плотности закачиваемой в скважину воды (RU №59140 U1, МПК Е21В 43/16, приор. 19.06.2006).

К недостаткам известного оборудования можно отнести то, что регулирование закачки производится только по верхнему пласту. При этом механизм регулирования недостаточно надежен, т.к. в случае интенсивной закачки воды в пласт возможна потеря упругих свойств пружины возврата. К недостаткам также можно отнести отсутствие в составе оборудования верхнего пакера, необходимого для защиты колонны труб от воздействия высокого давления закачки рабочего агента в пласт.

Известно устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам, выбранное в качестве аналога, содержащее посадочный инструмент в виде патрубка, спускаемого на колонне труб, пакер, состоящий из корпуса, дорна, и размещенной на корпусе эластичной манжеты, дросселирующий узел, включающий насадку со штуцером, при этом насадка снабжена центральным каналом, перекрытым снизу обратным клапаном, выполненным в виде шарика, подпружиненного вверх от штуцера, фиксатор положения пакера, перфорированный хвостовик, срезные элементы. Эластичная манжета пакера выполнена в виде бочкообразных уплотнений, а корпус пакера телескопически вставлен в дорн, к которому снизу жестко присоединен перфорированный хвостовик. Дросселирующий узел установлен на нижнем конце корпуса пакера, причем на корпусе пакера выполнены верхняя и нижняя кольцевые выборки, между которыми корпус пакера оснащен конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз, при этом фиксатор положения бочкообразных уплотнений выполнен в виде расположенных на корпусе пакера разрезного конуса, сужающегося снизу вверх, размещенного над нижней кольцевой выборкой и плашек подпружиненных вниз, и размещенных на корпусе пакера выше верхней кольцевой выборки, а также упора, установленного на корпусе пакера ниже нижней кольцевой выборки над бочкообразными уплотнениями пакера. Упор в транспортном положении зафиксирован относительно корпуса пакера срезным элементом, при этом упор снаружи охватывает разрезной конус и жестко соединен с ним винтами. Разрезной конус и плашки имеют возможность взаимодействия между собой при осевом перемещении корпуса пакера вниз с радиальным перемещением плашек наружу в рабочем положении, при этом корпус и упор снабжены промывочными отверстиями, сообщающими внутреннее пространство устройства с его наружным пространством (RU №69916 U1, МПК Е21В 43/20, приор. 27.07.2007).

Известно устройство для регулирования закачки жидкости по пластам, выбранное в качестве аналога, состоящее из посадочного инструмента, пакера и дросселирующего узла. Последний представляет из себя насадку со штуцером и уплотнительной манжетой, установленную свободно в пустотелой головке упорного патрубка, снабженной продольными пазами и конусной опорной поверхностью. Насадка также имеет аналогичную конусную опорную поверхность. Упорный патрубок соединен с дорном, а последний - с корпусом пакера, на который надета эластичная манжета. Опорный патрубок связан срезными элементами с корпусом пакера. Колонна труб на нижнем конце снабжена клапаном, соединенным в транспортном положении посредством срезных винтов с посадочным инструментом. В случае прекращения закачки воды (авария, отключение электроэнергии и т.д.), жидкость из нижнего пласта будет воздействовать на насадку со штуцером, поднимет ее и откроет продольные пазы. В результате перепад давления в стволе скважины над и под пакером будет минимальным, что предотвратит его страгивание с места и тем самым обеспечит его надежную эксплуатацию при дальнейшей закачке воды (RU №52097 U1, МПК Е21В 43/20, приор. 17.10.2005).

Известно устройство для регулирования закачки жидкости по пластам, выбранное в качестве аналога, содержащее пакер, включающий дорн и эластичный элемент, соединенную с пакером нижнюю трубу и дросселирующий узел. Устройство снабжено посадочным инструментом в виде патрубка и опорным патрубком, соединенным снизу с дорном, заканчивающимся сверху муфтой с резьбой, патрубки между собой связаны срезными элементами. Дросселирующий узел установлен в муфте опорного патрубка и выполнен в виде заглушенной сверху насадки, в нижней части которой жестко установлен штуцер. Ниже заглушки по периметру насадки выполнены каналы, соединяющие ее внутреннее пространство с пластом, причем каналы направлены вверх к оси устройства. Нижняя труба снабжена жестко закрепленным на ней конусом, ниже которого на наружной поверхности нижней трубы выполнен замкнутый фигурный паз с продольными коротким и длинным участками. На нижней трубе установлена обойма с направляющим штифтом, который размещен в фигурном пазе. На обойме по ее окружности установлены шлипсы, подпружиненные в радиальном направлении (RU №43909 U1, МПК Е21В 43/20, приор. 15.10.2004).

Известно устройство для регулирования закачки жидкости по пластам, выбранное в качестве прототипа заявляемому устройству, состоящее из посадочного инструмента, пакера и дросселирующего узла. Последний представляет собой насадку, заглушенную сверху со штуцером в нижней части. Ниже заглушки по периметру насадки выполнены отверстия, соединяющие внутреннее пространство устройства с зоной скважины. Насадка установлена внутри посадочного инструмента, над пакером. Ниже пакера находится нижняя труба, снабженная фильтром, опирающаяся на забой скважины при установке устройства (RU №42858 U1, МПК Е21В 43/20, приор. 21.09.2004).

К недостаткам известных устройств можно отнести то, что регулирование закачки производится только по нижнему пласту без возможности регулирования закачки по верхнему пласту, а также то, что для изменения диаметра проходного канала штуцера необходимо полное извлечение всего устройства.

Задачей, решаемой изобретением, является осуществление при помощи одного устройства регулируемой закачки жидкости по пластам, обеспечение возможности отключения одного из пластов для измерения расхода жидкости, закачиваемой в другой пласт, а также возможности изолирования одного из пластов, уменьшение числа спуско-подъемных операций для осуществления процесса регулирования закачки жидкости, снижение металлоемкости компоновки подземного оборудования.

Указанный технический результат достигается за счет того, что:

- в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки (УРЗ), верхний пакер, разъединитель, устанавливают нижний и верхний пакеры, проводят опрессовку, спускают глубинный расходомер и пробку выше посадочного места последней, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, замеряют общий расход жидкости закачиваемой в нижний и верхний пласты, затем опускают пробку в посадочное место, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, вычитают расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, по окончании работ производят подъем установки;

- нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком;

- верхнюю часть компоновки оснащают удлинителем, который устанавливают непосредственно над разъединителем или через определенное число секций НКТ или непосредственно под планшайбой;

- разъединитель выполняют механического или гидравлического принципа действия;

- над нижним пакером и под верхним пакером устанавливают переводник-центратор;

- пробку и глубинный расходомер соединяют между собой через геофизический кабель или прикрепляют непосредственно друг к другу;

- пробку спускают в НКТ вместе с глубинным расходомером или сбрасывают отдельно без глубинного расходомера;

- извлекаемую часть УРЗ спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают в НКТ;

- устройство распределения закачки, включает в себя корпусную часть, состоящую из соединенных между собой ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую сверху вниз из верхней втулки, нижней втулки и диффузора, при этом извлекаемая часть вставлена в корпусную часть с образованием камеры, на нижнюю втулку установлены верхний и нижний уплотнительные узлы, причем первый из них закреплен снизу гайкой, а последний ограничен сверху упором, в верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки, причем в верхней втулке дополнительно имеется посадочное место для пробки, а в нижней втулке выполнен верхний центральный канал, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов, связанных с камерой и со сквозными каналами ниппеля, а также несколько сходящихся каналов, образующих нижний центральный канал, имеющий сообщение с проходным каналом диффузора.

Схема компоновки подземного оборудования для регулируемой закачки жидкости по пластам приведена на фиг.1. Продольный разрез устройства распределения закачки приведен на фиг.2. Продольный разрез УРЗ со смещением на 90°, пробка и расходомер представлены на фиг.3.

Скважинная установка включает в себя спущенную в скважину 1 (фиг.1) на колонне насосно-компрессорных труб 2 компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер 3, разъединитель 4, УРЗ 5, верхний пакер 6, разъединитель 7. Нижняя часть компоновки оснащена воронкой 8 или хвостовиком (на фиг.1 не показан). Над нижним 3 и верхним 6 пакерами установлены разъединители 4,7 механического или гидравлического принципа действия, служащие для отсоединения колонны НКТ 2 соответственно от нижнего пакера 3 и верхнего пакера 6 в случае прихвата. Над нижним пакером 3 и под верхним пакером 6 установлены переводники-центраторы 9, 10. Нижний пакер 3 выполнен механического принципа действия и установлен над воронкой 8 или хвостовиком. Выше расположено УРЗ 5, служащее для регулирования объемов закачки жидкости в нижний 11 и верхний 12 пласты, отключения верхнего пласта 12 для измерения расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт 11, а также для изолирования при необходимости одного из пластов. Далее установлен верхний пакер 6. Верхний пакер 6 выполнен механического принципа действия с упором на нижний пакер 3. В верхней части компоновки имеется удлинитель 13, предназначенный для герметичного соединения верхнего пакера 6 с колонной НКТ 2 и компенсации осевых перемещений НКТ 2, возникающих в процессе закачки жидкости. Удлинитель 13 установлен непосредственно над разъединителем 7 или через определенное число секций НКТ или непосредственно под планшайбой (на фиг.1 не показана).

Устройство распределения закачки 5 (фиг.2) состоит из корпусной и извлекаемой частей. Корпусная часть состоит из соединенных между собой ниппеля 14, корпуса 15 и втулки-переводника 16. В ниппеле 14 выполнено несколько сквозных каналов 17. В корпусную часть вставлена извлекаемая часть, состоящая сверху вниз из верхней втулки 18, нижней втулки 19 и диффузора 20. На нижнюю втулку 19 установлены верхний 21 и нижний 22 уплотнительные узлы. Верхний уплотнительный узел 21 закреплен снизу гайкой 23. Нижний уплотнительный узел 22 сверху ограничен упором 24, выполняющим функцию ограничителя перемещения извлекаемой части при ее посадке в корпусную часть. Между корпусной и извлекаемой частями образована камера 25. В верхней втулке 18 и в диффузоре 20 имеются посадочные места 26,27 под верхний 28 и нижний 29 штуцеры, либо заглушки (на фиг.2, 3 не показаны). Также в верхней втулке 18 имеется посадочное место 30 (фиг.3) для пробки 31, спускаемой с глубинным расходомером 32. В нижней втулке 19 выполнен верхний центральный канал 33, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов 34. Расходящиеся каналы 34 связанны с камерой 25 и со сквозными каналами ниппеля 17. В нижней втулке 19 (фиг.2) также выполнено несколько сходящихся каналов 35, образующих нижний центральный канал 36. Нижний центральный канал 36 имеет сообщение с проходным каналом 37 диффузора 20.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.

Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины 1 (фиг.1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг.1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1.

Компоновку подземного оборудования собирают в следующей последовательности: нижний пакер 3, разъединитель 4, УРЗ 5, верхний пакер 6, разъединитель 7. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой 8 или хвостовиком. Над нижним 3 и верхним 6 пакерами устанавливают переводники-центраторы 9, 10. Верхнюю часть компоновки оснащают удлинителем 13. Затем компоновку спускают на НКТ 2 в ствол скважины 1 на определенную глубину. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг.1 не показана). Компоновку спускают либо без извлекаемой части УРЗ 5, либо вместе с ней. Первый вариант применяют, если необходим открытый проходной канал для проведения обработок, а также для прохода геофизического оборудования. Второй вариант, соответственно, когда нет необходимости в открытом проходном канале. Устанавливают, а затем опрессовывают нижний 3 и верхний 6 пакеры.

Для измерения общего расхода жидкости, закачиваемой в нижний 11 и верхний 12 пласты, спускают пробку 31 и глубинный расходомер 32 (фиг.3) на геофизическом кабеле. Пробку 31 и глубинный расходомер 32 соединяют между собой через геофизический кабель или прикрепляют непосредственно друг к другу. Для определения общего расхода жидкости, закачиваемой в нижний 11 и верхний 12 пласты, глубинный расходомер 32 с пробкой 31 спускают выше посадочного места 30. Далее осуществляют подачу жидкости в полость НКТ 2.

Жидкость поступает в нижний пласт 11, проходя через сходящиеся каналы 35, нижний центральный канал 36, нижний штуцер 29 и проходной канал диффузора 37 (фиг.2).

Жидкость поступает в верхний пласт 12, проходя через верхний штуцер 28, верхний центральный канал 33 (фиг.3) и расходящиеся каналы 34, а затем через камеру 25 в сквозные каналы 17. Суммарный расход жидкости, поступающей в два пласта, замеряется глубинным расходомером 32.

Для определения расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт 11, пробку 31 с глубинным расходомером 32, опускают в посадочное место 30, отключая тем самым верхний пласт 12. Далее осуществляют подачу жидкости в полость НКТ 2, которая проходя через сходящиеся каналы 35 (фиг.2) и нижний центральный канал 36, а затем через проходной канал 37 диффузора 20 поступает в нижний пласт 11. Производят замер расхода жидкости поступающей в нижний пласт 11.

Для определения расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт 11 также можно сбросить отдельно пробку 31 в посадочное место 30, отключив тем самым верхний пласт 12, а затем спустить глубинный расходомер 32. После проведения замера пробка 31 извлекается при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке (на фиг.3 не показан).

Вычитанием расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт 11 из общего расхода жидкости, определяют расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт 12.

Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов 11,12 с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочные места 26, 27 (фиг.2) устанавливают верхний 28 и нижний 29 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5. Затем в полость НКТ 2 подают жидкость, которая проходя через сходящиеся каналы 35, нижний центральный канал 36, а затем проходной канал диффузора 37 поступает в нижний пласт 11. В верхний пласт 12 жидкость поступает проходя через верхний центральный канал 33 (фиг.3), расходящиеся каналы 34, а затем в сквозные каналы 17 ниппеля 14.

При необходимости осуществления закачки только в нижний пласт 11, поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 26 (фиг.2) верхней втулки 18 устанавливают заглушку (на фиг.2, 3 не показана), а в посадочное место 27 диффузора 20 устанавливают нижний штуцер 29.

Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5.

При необходимости осуществления закачки только в верхний пласт 12, поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 26 верхней втулки 18 устанавливают верхний штуцер 28, а в посадочное место 27 диффузора 20 устанавливают заглушку (на фиг.2, 3 не показана). Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5.

После проведения работ по закачке жидкости, извлекают компоновку на поверхность. Для этого натяжением колонны НКТ 2 (фиг.1) переводят в транспортное положение сначала верхний пакер 3, затем нижний пакер 6. После производят подъем компоновки на поверхность.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет при помощи одного устройства, а именно УРЗ, осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам, произвести замеры общего расхода жидкости, закачиваемой в два пласта, а также расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт отключением верхнего пласта при помощи пробки. Также благодаря заявляемому изобретению имеется возможность проведения обработок и прохода геофизических приборов через открытый проходной канал. Это достигается тем, что УРЗ выполнено с возможностью поднятия его извлекаемой части на поверхность. Заявляемый способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам позволяют снизить металлоемкость компоновки, т.к. регулируемая закачка в два пласта не требует спуска нескольких колонн труб и применения скважинных камер. Также заявляемое изобретение позволяет снизить число спуско-подъемных операций для осуществления процесса регулирования закачки жидкости.

1. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам, включающий спуск в скважину на колонне труб пакеров механического действия без или с разъединителем колонны, посадку пакеров и их опрессовку, закачку жидкости с устья в полость колонны труб, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, замер расхода жидкости по одному из пластов, определение расхода жидкости по другому пласту вычитанием ранее замеренного расхода из суммарного расхода, подъем извлекаемого регулирующего узла на поверхность, изменение его характеристик, повторную установку извлекаемого регулирующего узла и закачку через него жидкости в соответствующие пласты, отличающийся тем, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель, устанавливают нижний и верхний пакеры, проводят опрессовку, спускают глубинный расходомер и пробку выше посадочного места последней, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, замеряют общий расход жидкости, закачиваемой в нижний и верхний пласты, затем опускают пробку в посадочное место, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, вычитают расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, по окончании работ производят подъем установки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что верхнюю часть компоновки оснащают удлинителем, который устанавливают непосредственно над разъединителем или через определенное число секций НКТ или непосредственно под планшайбой.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что разъединитель выполняют механического или гидравлического принципа действия.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что над нижним пакером и под верхним пакером устанавливают переводник-центратор.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что пробку и глубинный расходомер соединяют между собой через геофизический кабель или прикрепляют непосредственно друг к другу.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что пробку спускают в НКТ вместе с глубинным расходомером или сбрасывают отдельно без глубинного расходомера.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что извлекаемую часть УРЗ спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают в НКТ.

9. Устройство распределения закачки, включающее в себя корпусную часть, состоящую из соединенных между собой ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую сверху вниз из верхней втулки, нижней втулки и диффузора, при этом извлекаемая часть вставлена в корпусную часть с образованием камеры, на нижнюю втулку установлены верхний и нижний уплотнительные узлы, причем первый из них закреплен снизу гайкой, а последний ограничен сверху упором, в верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки, причем в верхней втулке дополнительно имеется посадочное место для пробки, а в нижней втулке выполнен верхний центральный канал, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов, связанных с камерой и со сквозными каналами ниппеля, а также несколько сходящихся каналов, образующих нижний центральный канал, имеющий сообщение с проходным каналом диффузора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу строительства и эксплуатации многоствольных скважин. Включает бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух или нескольких пластов, объединенных в два. Установка состоит из электроцентробежного насоса, закрепленного на планшайбе, расположенной на фланце эксплуатационной колонны, нижнего и верхнего пакеров, установленных над нижним и верхним пластами, двух стволов в верхнем пакере, расположенных один в другом с образованием двух независимых каналов, и клапанного блока над верхним пакером, снабженного управляющим элементом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов и проведения работ в скважине без извлечения насосного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной.

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины в системе поддержания пластового давления при внутрискважинной перекачке пластовой воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине содержит колонну лифтовых труб, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, погружной насос с кожухом для откачки продукции пластов с производительностью, превышающей общий дебит пластов, между насосом и хвостовиком установлен модуль для последовательной эксплуатации пластов, в состав которого входит корпус с отверстиями, которые имеют возможность сообщать корпус с входом в насос и с каждым из пластов. Для переключения пластов используется гидрораспределитель, который может соединять последовательно вход в каждый пласт с входом в насос, в состав которого входит, по крайней мере, один поршень с уплотнениями и установленные с ним на одном валу два поршня для перемещения и, по крайней мере, один клапан, который гидравлически связан с одним из пластов и поршнем для перемещения и открывается при заданном перепаде давления между пластами. Упрощается конструкция, снижается стоимость, увеличивается надежность. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений в отношении способа добычи и устройства относится к одновременно-раздельной добыче углеводородов. Обеспечивает повышение эффективности добычи пластового флюида за счет снижения гидравлических потерь посредством прямоточного восходящего потока пластового флюида с погружного насоса и обеспечения непрерывной работы установки при смене режима отбора пластового флюида. Сущность изобретений: способ включает спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах - НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида и смену режима отбора пластового флюида. При этом регулятор устанавливают с возможностью перемещения в пространстве между вставкой и стволом пакера и/или НКТ. Герметично разобщают осевой канал вставки от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ. Смену режимов отбора пластового флюида осуществляют при непрерывной эксплуатации скважинной установки. Отбор пластового флюида осуществляют по осевому каналу вставки с последующей подачей по НКТ. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при геофизических исследованиях двух продуктивных пластов в одной добывающей скважине. Установка содержит параллельные длинную и короткую колонны НКТ, децентраторы установленные на длинной колонне НКТ, параллельный якорь, глубинные приборы, размещенные выше и ниже пакера, геофизический кабель, закрепленный в децентраторах посредством замковых устройств, и устройство герметичного перехода кабеля. При этом децентраторы выполнены с полусферическими пазами со снятыми фасками и не закреплены к телу колонны НКТ, вследствие чего имеют возможность поворота относительно ее оси, но ограничены упорными кольцами в продольном перемещении. Верхний и нижний глубинные приборы соединены между собой одним геофизическим кабелем, а к пакеру пристыкован скважинный фильтр. Короткая колонна НКТ пропущена через эксцентричные направляющие - децентраторы посредством полусферических пазов со снятыми фасками. Технический результат заключается в повышении надежности устройства и упрощении монтажных операций путем создания в эксплуатационной колонне направленного свободного пространства для спуска второй колонны НКТ и спуска двух глубинных приборов посредством одного геофизического кабеля. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи нефти и закачки попутно-добываемой воды в нижерасположенный водоносный горизонт. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: установка содержит электроцентробежный насос с дополнительной секцией, расположенной снизу погружного электродвигателя на одном валу с ним и имеющей канал в корпусе для выхода жидкости нижнего пласта в надпакерное пространство скважины, гидрозащиту, приемный патрубок для отбора жидкости нижнего пласта с пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Согласно изобретению между приемным патрубком для отбора жидкости нижнего пласта и дополнительной секцией насоса установлена входная труба, которая заканчивается проходным плунжером и имеющая перегородку, выше которой расположен канал для поступления расслоившейся попутно-добываемой воды в приемную часть дополнительной секции насоса. Ниже перегородки расположен канал, сообщенный с каналом на выходе дополнительной секции с помощью плоской трубы. Приемный патрубок установки имеет в верхней части цилиндр, образующий с плунжером трубы пару трения и заканчивающийся воронкой-сепаратором. При этом верхняя кромка воронки-сепаратора расположена выше канала поступления расслоившейся воды во входную трубу. 4 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для управления скважиной при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Способ включает отдельный спуск в скважину колонны труб с пакерной системой, оснащенной, по крайней мере, одним пакером, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, оснащенными, по крайней мере, одним комплектом датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических, либо электромеханических клапанов регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, либо, как минимум, для одного эксплуатируемого пласта, нижней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», как минимум одной электрической линией связи управления, питания и передачи информации, которая соединяет датчики контроля работы пластов и управляемые электрические, либо электромеханические клапаны с нижней частью блока «мокрый контакт», установку пакерной системы в эксплуатационной колонне для разъединения эксплуатируемых пластов. Технический результат заключается в повышении эффективности автоматизирования системы контроля работы скважинной системы. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами. Скважинная насосная установка включает погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы. При этом в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры. Кроме того, внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем. Причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта. Технический результат заключается в упрощении и повышении надежности установки, а также обеспечении возможности измерения параметров одновременной работы обоих пластов. 1 ил.

Использование: изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при строительстве скважин сложнопостроенных залежей нефти и газа, приуроченных к осложненному, неустойчивому геологическому разрезу со слабосцементированными породами, с использованием технологий бурения на обсадной колонне. Сущность изобретения: в способе разработки многопластового месторождения в процессе бурения верхнего пласта углубляют скважину ниже его кровли на длину не менее половины расстояния между подошвами верхнего и нижнего пластов, после чего производят спуск и цементирование эксплуатационной колонны и затем спуск на башмак эксплуатационной колонны и консервацию вставного хвостовика с размещенным на его конце породоразрушающим инструментом, бурят боковой ствол на верхний пласт и эксплуатируют его, по окончании эксплуатации верхнего пласта или при снижении его пластового давления до допустимого или пластового давления нижнего пласта производят стыковку колонны бурильных или обсадных труб при помощи соединительного переводника со вставным хвостовиком и осуществляют бурение нижнего пласта, после вскрытия нижнего пласта цементируют и перфорируют вставной хвостовик и осуществляют одновременно-раздельную эксплуатацию нижнего и верхнего пластов. Изобретение позволяет: вскрывать и крепить залежь на разных горизонтах и производить одновременно-раздельную эксплуатацию пробуренных скважин, а также обеспечивает разработку газовых и нефтяных залежей, расположенных в осложненных интервалах с АВПД и АНПД. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции из залежи и снижение затрат за счет исключения строительства дополнительной нагнетательной скважины при необходимости закачки реагента в вышележащий пласт. Сущность изобретения: по способу используют вертикальную скважину с одновременно-раздельной эксплуатацией пласта. Определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК. Разделяют пакером внутреннее ее пространство. Оборудуют скважину устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта. Производят откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки. Вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК. Предварительно определяют производительность пласта, величину обводненности продукции в пласте. Пакер устанавливают в добывающей скважине на уровне водонефтяного контакта пласта. Из величины обводненности продукции выбирают производительность соответствующих насосов и устройств для ОРЭ. Регулируют откачку пластовой воды началом отбора через 4-8 месяцев после отбора нефти и последующим периодическим выключением ее отбора через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца. Выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разобщения и управления потоками флюида или закачки рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов. Скважинная насосная установка включает насос, НКТ, пакер или пакеры, одно или несколько регулируемых перепускных устройств. При этом установка дополнительно снабжена одной или несколькими вставками, герметично закрепленными внутри НКТ, разделительными элементами, герметично установленными в кольцевом пространстве между вставкой и НКТ, перепускными отверстиями, выполненными в НКТ ниже и выше пакера или между пакерами и ниже или выше пакера. По меньшей мере, в одном перепускном отверстии установлено регулируемое перепускное устройство, при этом перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и насосом, а пакер или пакеры установлены на НКТ между разделительными элементами. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нескольких пластов, обеспечении возможности управления эксплуатацией пластов скважины и проведения на устье раздельно по пластам контрольных прямых замеров дебита и обводненности. 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа и повышение надежности работы установки за счет их упрощения. Сущность изобретений: пласт, находящийся в зоне создаваемого насосом разрежения, предварительно вскрывают. На уровне расположения пласта насосно-компрессионную трубу снабжают вставкой с шиберной заслонкой и таким образом обеспечивают ввод в полость насосно-компрессионной трубы потока продукта из пласта через окна. С помощью датчиков постоянно измеряют давление на забое в основном пласте и в дополнительно разрабатываемом пласте и поддерживают это давление в заранее заданных пределах, оптимальных для каждого из разрабатываемых пластов. Оптимальное давление в пластах поддерживают путем изменения величины отбора продукта. С помощью датчиков передают показания на блок задания величины открытия шиберной заслонки, выход которого подключен ко входу ее привода. Шиберную заслонку перемещают и открывают или перекрывают окна в стенке вставки, что влечет за собой изменение величины отбора продукта из пласта. С помощью расходомера, размещенного в одном из двух разрабатываемых пластов, определяют по известному суммарному объему извлечения продукта расходы по разрабатываемым пластам. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-10-10 2013-10-10T01:15:12
Наверх