Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного разъемного блока "мокрый контакт"

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 области добычи углеводородов, а именно к скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и пропластков скважин многопластовых месторождений, а также для управления «интеллектуальными скважинами».

Известна интеллектуальная внутрискважинная клапанная система (аналог) для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов [1]. Патент РФ №2320850, Е21В 43/14. (43) Дата публикации заявки: 2005.09.20. (45) Опубликовано 2008.03.27.

Система содержит связывающую ствол скважины с поверхностью земли колонну труб, установленную в обсадной колонне, пересекающей несколько продуктивных пластов или пропластков, перфорированной в зонах пересечений. На колонне труб на разных уровнях расположены приводные золотниковые запорные устройства и трубчатые элементы разного диаметра. Каждое приводное запорное устройство содержит снабженный радиальными отверстиями трубчатый корпус, концентрично установленный в нем и снабженный кольцевидными уплотни тельными элементами золотниковый затвор и гидравлический или пневматический исполнительный механизм объемного действия, который связан трубчатой линией управления с наземным блоком регулирования и контроля давления. Нижним концом каждый трубчатый элемент соединен с пакером, расположенным над или под перфорированным участком обсадной колонны. Каждый пакер снабжен трубчатым корпусом и концентрично закрепленным на нем уплотнительным элементом. Посредством приводных золотниковых запорных устройств и образованных находящимися друг в друге трубчатыми элементами соответствующих межтрубных кольцевых полостей каждый продуктивный пласт (пропласток) раздельно сообщается с общей колонной труб. При этом управление и наблюдение за работой системы осуществляется посредством приводных золотниковых запорных устройств и сводится к переключению и слежению за работой связанных с ними соответствующих блоков контроля и регулирования давления.

Недостатками известной интеллектуальной внутрискважинной клапанной системы являются сложность конструкции и ограниченная область применения ввиду неприспособленности для использования в более продуктивных скважинах и извлечение скважинного насоса вместе с пакерной системой для профилактики и ремонта. Кроме того данная система не позволяет решить техническую проблему по спуску на насосном оборудовании многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования.

Известна система скважинная, извлекаемая (аналог) для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов [2]. Патент РФ №2389868 С1. Дата публикации заявки: 26.12.2008. Опубликовано 20.05.2010.

Система содержит обсадную колонну, герметичность стенок которой нарушена отверстиями, выполненными на участках пересечения с пластами-пропластками, пакеры, каждый из которых снабжен трубчатым корпусом с концентрично закрепленным на нем уплотнительным элементом и связан с другим пакером, в паре с которым он ограничивает один из перфорированных участков обсадной трубы, колонну труб и соединенные ею с поверхностью земли приводные запорные устройства, каждое из которых расположено напротив одного из перфорированных участков обсадной трубы, содержит закрепленный на последней и снабженный радиальными отверстиями трубчатый корпус, внутри которого концентрично установлен трубчатый затвор в виде трубчатого элемента с концентрично закрепленными на нем кольцевидными уплотнительными элементами и исполнительный механизм объемного действия, связанный трубчатой линией управления с наземным блоком регулирования и контроля давления. При этом у каждого приводного запорного устройства уплотнительные элементы трубчатого затвора имеют вид указанной пары пакеров и их корпуса герметично соединены между собой посредством указанного трубчатого элемента.

При этом каждый пакер снабжен надувным уплотнительным элементом, который через соответствующую линию управления в качестве указанного исполнительного механизма объемного действия связан с соответствующим блоком регулирования и контроля давления.

Недостатками известной системы скважинной, извлекаемой являются невозможность осуществлять профилактику и ремонт насосного оборудования без извлечения пакерного оборудования, отсутствие контроля параметров работы пластов и управления потоком флюида на основании полученных данных.

Известен способ (аналог) одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин [3] (Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г.), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб, оснащенной между пластами пакером и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб регулирующим устройством с измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. При этом один из вариантов регулирующего устройства выполняют в виде электрического или электромагнитного клапана с запорным элементом, а степенью его открытия управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала через кабель. Для реализации этого способа с помощью насоса предложена схема с кожухом, во внутреннюю полость которого через регулирующее устройство направляется поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта.

Недостатками данной компоновки являются ограниченная область применения способа из-за увеличения диаметра компоновки за счет кожуха и невозможности спуска в колонны малого диаметра при применении погружных электродвигателей требуемой мощности.

Известен способ добычи флюида (прототип) из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты). [4]. Патент РФ 2385409 С2. Дата публикации заявки: 13.05.2008. Опубликовано 27.03.2010.

Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб, оснащенной по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного объекта, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Электрический клапан электромагнитного или электромеханического действия электрически соединяют или с гюгружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с кабелем. Кроме того, его соединяют механически, жестко или не жестко, либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кожухом, либо с хвостовиком. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом выполняют электрический клапан либо с одним входом, гидравлически связанным с пространством под пакером или над пакером, либо с двумя изолированными входами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, либо компоновку оснащают двумя электрическими клапанами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего или для верхнего объекта или одновременно для нижнего и верхнего объектов без или с измерением параметров потока.

Недостатками данного способа при электрическом управлении с помощью дополнительного кабеля являются невозможность подъема насосного оборудования на ремонт отдельно от пакерной и клапанной системы при спуске компоновки за одну спуско-подъемную операцию, измерение истинных параметров непосредственно напротив пластов ввиду расположения датчиков выше пакерной системы, данная система не позволяет решить техническую проблему по спуску на насосном оборудовании многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большей кривизной, где сложно весом компоновки создать необходимое усилие на пакер для надежной герметизации разобщаемых интервалов.

Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить эффективность технологии добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений электроцентробежными насосами или иным насосным оборудованием, осуществлять контроль за работой пластов, регулировать дебит каждого пласта, в случае необходимости поочередно в любой последовательности, либо одновременно отключать пласты, производить подъем насосного оборудования для ремонта без извлечения пакерной системы, блоков датчиков контроля и блоков клапанов управления работой пластов с использованием электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт».

Техническая задача решается способом, включающим отдельный спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, которые размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта, либо над интервалом перфорации продуктивного пласта выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических либо электромеханических клапанов регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, нижней частью внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, либо кожуха электропривода, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем, верхней частью внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», электрической линией, имеющей как минимум одну жилу в случае если в насосном оборудовании не применяется электропривод, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля для электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя, кроме того хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством и не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобаричгских изменений длины колонны труб и не оснащен.

На фиг.1 изображена схема двухпакерной компоновки для двух продуктивных пластов 16 и 17, состоящая из пакеров 1 и 2 для разобщения объектов, блоков датчиков контроля параметров работы пластов 3, клапанов отключения пластов 4, нижней части блока «мокрый контакт», снабженного контактными кольцами 5, электрической линией связи между блоками 15.

На фиг.2, фиг.3, фиг.4 изображены схемы компоновки после спуска второй ее части и стыковки «мокрого контакта», дополненые скважинным насосом 11, хвостовиком 9, электрической линией из кабеля геофизического 13, либо КРБК 14, закрепленных на трубах крепежными поясами 8. При прохождении кабеля 13 по корпусу погружного электродвигателя 11 используется вставка 12 из электрической линии малого диаметра, закрытая от механических повреждений специальным защитным кожухом 10, верхней частью блока «мокрый контакт» 6, снабженного контактной группой и стыковочным узлом для обеспечения механического и электрического соединения и разъединения верхней и нижней части «мокрого контакта».

На фиг.1, фиг.2, фиг.3, фиг4 изображены различные способы расположения элементов компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.

Первоначально призводится спуско-подъемная операция, включающая спуск колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером 1 (фиг.1. 2, 3, 4) для разобщения объектов 16, 17, нижней частью электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5, как минимум одним блоком датчиков контроля параметров работы пластов 3, по меньшей мере одним управляемым электрическим клапаном электромагнитного или электромеханического действия с запорным элементом 4, как минимум одной электрической линией связи и питания 15, которая соединяет датчики контроля работы пластов 3 и управляемые электрические клапаны 4 с нижней частью электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5. Нижняя - часть блока «мокрый контакт» 5 может быть расположена как под верхним пакером 2 (фиг.1, 2, 3), так и над верхним пакером 2 (фиг.4). В первом случае верхний пакер имеет направляющую воронку и максимально возможный диаметр проходного канала, достаточный для протока поступающего из пластов флюида и прохождения через него верхней части блока «мокрый контакт» 6 (фиг.2, 3). В случае расположения нижней части блока «мокрый контакт» над верхним пакером 2 (фиг.4) необходимо применить пакер с герметичным кабельным вводом электрической линии. Датчики контроля параметров работы пластов 3 располагаются в интервале эксплуатируемых пластов. В скважинах эксплуатирующих два и более пласта пакерная компоновка может быть оснащена электрическими клапанами 4 с одним входом и дополнительным обводным, изолированным от верхнего пласта, гидравлическим каналом. Они могут располагаться в одном блоке под верхним пакером 2 (фиг.2), при этом один клапан гидравлически связан с верхним пластом, а другой управляемый электрический клапан гидравлически связан с нижним пластом. В другом случае, управляемые электрические клапаны 4 (фиг.3) могут располагаться отдельно и таким образом, чтобы у каждого управляемого электрического клапана была гидравлическая связь с соответствующим эксплуатируемым пластом. Открытием управляемого электрического клапана 4 регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного эксплуатируемого пласта 16, 17 (фиг.1, 2, 3, 4), проходящего через клапан 4 через перфорированный патрубок 7 (фиг.2, 3, 4) к вышерасположенному насосному оборудованию 11 (фиг.2, 3, 4) обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего 17 или для верхнего 16 пласта или одновременно для нижнего и верхнего пластов без или с измерением параметров потока. Кроме того каждый гидравлический канал связи пласта с каналом двухпакерной компоновки оснащен обратным клапаном, препятствующим движению пластового флюида, либо жидкости глушения из скважины в пласт; на фигурах не показано.

При второй спуско-подъемной операции производится спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом 11 (фиг.2, 3, 4), электропогружным либо другого типа, хвостовиком 9 (фиг.2, 3, 4), закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии расположенного под насосной установкой, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем. Хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством, а может быть не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб, а может быть не оснащен. По колонне труб от устья скважины до насосного оборудования и хвостовику 9 прокладывают кабель либо несколько кабельных линий, геофизический 13 (фиг.2, 3, 4), либо КРБК 14 (фиг.2, 3, 4), либо другого типа, кабельные линии закреплены на трубах крепежными поясами 8 (фиг.2, 3, 4) либо другими креплениями, защищенный на муфтах протекторами, обеспечивающий передачу данных от датчиков контроля параметров работы пластов 3 и питание управляемых электрических клапанов 4 регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, к наземной станции контроля параметров работы пластов и управления клапанными блоками, а так же, при необходимости, электрическое питание насосного оборудования 11. При прохождении кабеля по корпусу погружного электродвигателя 11 используется вставка 12 (фиг.2, 3, 4) из электрической линии малого диаметра, закрытого от механических повреждений специальным защитным кожухом 10 (фиг.2, 3, 4). Кроме того питание управляемых электрических клапанов 4 и датчиков контроля параметров работы пластов 3 можно осуществить через блок телеметрии скважинного насоса. Низ хвостовика 9 оснащен верхней частью блока «мокрый контакт» 6 (фиг, 2, 3, 4). После стыковки верхней и нижней части электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5, 6 (фиг.2, 3, 4) устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управления клапанными блоками - в результате появляется возможность контроля и оценки параметров работы пластов от соответствующих датчиков: давления, температуры, расходомера, влагомера в режиме реального времени и регулирования, либо отключения потока пластового флюида в скважину. Исходя из полученных данных, определяются оптимальные режимы одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины. Установка оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующая корректировка осуществляется действием блоков клапанов управления работой пластов в автоматическом или ручном режимах. Автоматизированная система контроля работы скважинной системы позволяет вести дистанционный он-лайн мониторинг системы разработки месторождения и вносить корректировки в режимы эксплуатации пластов скважины.

Технологический и технический результаты при использовании системы скважинной достигаются за счет контроля параметров работы пластов, возможностью регулирования дебита пластов, применением соединения токоведущих проводников разъемным "мокрым контактом", что позволяет производить подъем насосного оборудования для его ремонта без извлечения пакерной системы, блоков датчиков и блоков клапанов управления работы пластов. Кроме того данная система позволяет решить техническую проблему по спуску многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большой кривизной эксплуатационной колонны.

Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет регулирования дебита, одновременно-раздельной добычи, увеличения наработки на отказ, ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.

Использованная литература

1. Патент РФ №2320850, Е21В 43/14. (43) Дата публикации заявки: 2005.09.20. (45) Опубликовано 2008.03.27.

2. Патент РФ №2389868 С1. Дата публикации заявки: 26.12.2008. Опубликовано 20.05.2010.

3. Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г

4. Патент РФ 2385409 С2. Дата публикации заявки: 13.05.2008. Опубликовано 27.03.2010.

1. Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических либо электромеханических клапанов регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, нижней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», как минимум, одной электрической линией связи для управления, питания и передачи информации, при этом управляемые электрические или электромеханические клапаны располагают либо ниже верхнего пакера в интервале верхнего продуктивного пласта, либо в интервале каждого продуктивного пласта, а датчики контроля работы пластов выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических или электромеханических клапанов, кроме того, каждый гидравлический канал связи пласта с каналом двухпакерной компоновки оснащен обратным клапаном, препятствующим движению пластового флюида или жидкости глушения из скважины в пласт, включающий отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, либо кожуха электропривода, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем, верхней частью блока «мокрый контакт», электрической линией, обеспечивающей передачу данных от датчиков контроля параметров работы пластов, питание и передачу команд на управляемые электрические или электромеханические клапаны от наземной станции контроля параметров работы пластов и управления клапанами, а также, при необходимости, электрическое питание насосного оборудования, которое может выполняться отдельной кабельной линией, имеющей, как минимум, одну жилу в случае если в насосном оборудовании не применяется электропривод, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля для электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя, кроме того, хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством и не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб и не оснащен, включающий стыковку верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», установление электрической связи между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управляемыми электрическими, либо электромеханическими клапанами, дающий возможность контроля и измерения параметров работы пластов от соответствующих датчиков давления, температуры, расхода, влагосодержания в режиме реального времени и регулирования либо отсечения потока пластового флюида в скважину, причем соединение электрических контактов гидравлически и электрически изолировано от скважинной жидкости, получение данных для определения оптимальных режимов одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины, осуществление установки оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующую корректировку посредством передачи электрических сигналов по кабелю к управляемым электрическим либо электромеханическим клапанам со станции управления в автоматическом или ручном режимах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчики контроля работы пластов размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта, либо над интервалом перфорации продуктивного пласта выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических, либо электромеханических клапанов.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для электрического соединения линии связи от наземной станции контроля параметров работы пластов и управления электрическими либо электромеханическими клапанами с управляемыми электрическими клапанами и датчиками контроля работы пластов применяется электрически и механически соединяемый и разъединяемый внутрискважинный блок «мокрый контакт».

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи нефти и закачки попутно-добываемой воды в нижерасположенный водоносный горизонт.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к добыче нефти. Установка содержит размещенные в обсадной трубе скважины колонну НКТ, электроприводной насос, силовой кабель и устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящее из блоков регулирования и учета дебита пласта, включающих регулировочные клапаны (РК) и контрольно-измерительные приборы (КИП). Корпус состоит из труб, оснащенных пакерами и соединенных муфтами перекрестного течения флюидов. РК выполнены в стакане, в котором установлена электроприводная запорная игла, взаимодействующая с перепускным седлом. В стенке стакана по обе стороны перепускного седла выполнены окна. КИП расположены выше и/или ниже РК и связаны между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненном в стенке стакана. Блоки регулирования и учета дебита пластов соединены с силовым кабелем посредством геофизического кабеля, адаптера ТМС, установленного на торце электропривода насоса, и кабельного разъема, штырь которого закреплен на опорном фланце с отверстиями, установленном на торце корпуса, а розетка контактной пары - в центраторе, закрепленном на торце электропривода насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины при оптимальном регулировании фазового состава и учета флюида из пластов в режиме реального времени. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу. После отделения попутного газа осуществляют подъем пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовый труб на устье скважины. Технический результат заключается в улучшении сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде. 2 н. и 1 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины к приему насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса, измерение давления по глубине приемного патрубка, остановку электроцентробежного насоса и определение дебита верхнего пласта и нижнего пласта, определение пластовых давлений по кривым восстановления давления. Кроме того, при остановке электроцентробежного насоса производится перекрытие поступления продукции нижнего пласта за счет снижения давления на запорный орган в приемном патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне насосно-компрессорных труб. Затем определяют обводненность продукции нижнего пласта по глубинам расположения в приемном патрубке уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в приемном патрубке в период остановки насоса. Технический результат заключается в определении дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта после остановки работы насосного оборудования в скважине. 3 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка содержит колонну НКТ, размещенную в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, электрический погружной кабель, проходящий через пакер, и регулирующее запорно-перепускное устройство, последнее выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в пакере и ограниченном с торцов муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины. Верхней муфтой корпус устройства сопряжен с НКТ на уровне выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве выше пакера. Нижней муфтой корпус соединен с насосом посредством трубчатого переходника. В верхней муфте выполнено отверстие, в котором установлен ниппель с упором в торец гнезда, выполненного в нижней муфте, образующие с корпусом канал для прохода флюида из полости трубчатого переходника в НКТ через продольные каналы муфт, для чего на ниппеле установлены две пары манжет. В ниппеле установлена запорная игла с электроприводом. В ниппеле выполнены окна, сообщающиеся с радиальными каналами верхней муфты через проточку, выполненную снаружи ниппеля на уровне окон. Технический результат заключается в исключении влияния депрессии верхнего пласта на возможность регулируемого отбора флюида в зависимости от перепада давлений в пластах. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Согласно способу проводят выделение эксплуатационных объектов, размещение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При этом в качестве эксплуатационных объектов выделяют четыре объекта: два терригенных и два карбонатных, в конце второй стадии разработки месторождения при начале снижения максимальных годовых показателей добычи нефти на месторождении выполняют мероприятия по годам, считая с первого года начала реализации способа. В первый год бурят две вертикальные добывающие и одну нагнетательную скважины на первый объект, выполняют проводку одного бокового ствола на четвертом объекте из существующей пьезометрической скважины, переводят под закачку воды одну добывающую скважину по второму объекту, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по первому объекту. Во второй год переводят под закачку одну скважину по второму объекту, одну скважину оборудуют установкой для внутрискважинной перекачки с одного горизонта на другой в пределах первого объекта, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи с первого и второго объектов. На третий год переводят под закачку одну скважину по первому объекту, одну скважину оборудуют установкой для одновременно-раздельной закачки на первый и второй объекты, две скважины оборудуют установкой для одновременно-раздельной добычи: одну с первого и второго объектов и одну с четвертого и первого объектов, выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины, вводят в качестве добывающей одну пьезометрическую скважину по третьему объекту. На четвертый год бурят одну вертикальную добывающую скважину на четвертый объект, на пятый год переводят одну скважину с третьего объекта на четвертый под добычу, на восьмой год выполняют проводку одного бокового горизонтального ствола на первом объекте из существующей добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения путем оптимизации системы разработки. 1 з.п.ф-лы, 7 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.

Наверх