Устройство для регулирования конуса воды в скважине



Устройство для регулирования конуса воды в скважине
Устройство для регулирования конуса воды в скважине
Устройство для регулирования конуса воды в скважине

 


Владельцы патента RU 2505665:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб. Сущность изобретения: устройство содержит насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал - для подвода нефти, а другой канал - для подвода воды, имеющих возможность поступления в скважину из пласта. Входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса. Хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта, и радиальными отверстиями выше пакера. Причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка. При этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществлена с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки. При этом канал для подвода нефти образован внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой. Канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки. Входы обоих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса. Также предлагаемое устройство из-за регулирования объемов отбора воды и нефти позволяет предотвратить их смешивание в процессе подъема по колонне труб и получить на поверхности скважины продукцию, не требующую последующей сепарации на отдельные фазы, а также позволяет снизить вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина из-за быстрого перехода от отбора воды к отбору нефти. 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины.

Известно устройство для осуществления способа регулирования водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации (И.И. Клещенко, Р.Ю. Кузнецов, Ю.В. Сухачев. Известия ВУЗов, Нефть и газ, 1998, №6, с.21-26.), состоящее из механического клапана, соединяющего внутреннюю полость НКТ поочередно с полостью обсадных труб выше или ниже места установки пакера.

Недостатком данного устройства является неавтоматическая работа регулирующего клапана и необходимость переориентации рабочих органов клапана в моменты, когда обводненность продукции достигнет заранее определенного процентного соотношения, и когда появляется нефть в отбираемой водной фазе.

Известно входное устройство скважинного насоса (патент RU №1782294, МПК 8 F04D 13/12, опубл. 15.12.1992 г., бюл. №46) для регулирования конуса воды в скважине, позволяющее управлять конусом воды в скважине, содержащее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях, а выходы подсоединены через соединительное приспособление по разные стороны от него к приемному патрубку насоса. Приемный патрубок насоса подсоединен к верхнему U-образному участку соединительной трубки.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, продукция поднятая насосом из скважины на поверхность требует последующей сепарации на отдельные фазы;

- во-вторых, высока вероятность образования водонефтяных эмульсий и отложение парафина в скважине, что обусловлено продолжительным переходом с откачки воды на нефть;

- в-третьих, низкая нефтеотдача пластов с подошвенной водой.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является входное устройство скважинного насоса (патент RU №2123613, МПК F04B 47/00, F04D 13/12, опубл. 20.12.1998., бюл. №35) для регулирования конуса воды в скважине, содержащее насос, спущенный на колонне лифтовых труб в нефтяную скважину, в которой находятся нефть и вода, поступающие в скважину из пласта, при этом к насосу снизу подсоединяется хвостовик в виде трубы, нижний конец которой связан с соединительной трубкой на расчетном от ее низа расстоянии, а также два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях, а их выходы связаны соединительной трубкой, при этом оно снабжено дополнительным каналом, подсоединяемым к соединительной трубке подводящих патрубков.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что в процессе работы устройства при разработке пластов с подошвенной водой уровень водонефтяного контакта (ВНК) постоянно изменяется (поднимается или снижается), а устройство не имеет возможности регулирования объемов отбора нефти и воды, поэтому происходит смешивание нефти и воды на приеме насоса;

- во-вторых, в следствии того, что в процессе работы не учитывается изменение уровня ВНК продукция поднятая насосом из скважины на поверхность требует последующей сепарации на отдельные фазы;

- в-третьих, длительная продолжительность перехода с откачки воды на нефть, поэтому высока вероятность образования водонефтяных эмульсий и отложение парафина в скважине.

Технической задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего регулировать объемы отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта (ВНК) в скважине в процессе работы, а также получение на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы и снижение вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Поставленная задача решается устройством для регулирования конуса воды в скважине, содержащим насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал для подвода нефти, другой канал для подвода воды, поступающих в скважину из пласта, входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса.

Новым является то, что хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта и радиальными отверстиями выше пакера, причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка, при этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществляется с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки, при этом канал для подвода нефти образован, внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой, а канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки, причем входы обеих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса.

На фигурах 1-3 изображена схема предлагаемого устройства.

Устройство для регулирования конуса воды в скважине содержит насос 1 (см. фиг.1), спущенный в обсадную колонну 2 скважины на колонне труб 3 с хвостовиком 4 снизу.

Также устройство содержит, размещенные в скважине два подводящих канала 5 и 6. Канал 5 предназначен для подвода нефти, а другой канал 6 предназначен для подвода воды на прием насоса 1, поступающих в скважину из пласта 7.

Хвостовик 4 колонны труб 3 снабжен снаружи пакером 8, установленным в обсадной колонне 2 скважины на уровне водонефтяного контакта (ВНК) 9 и радиальными отверстиями 10 выше пакера 8. В хвостовик 4 ниже радиальных отверстий 10 жестко установлена полая заглушка 11, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка 12.

Фиксация соединительной трубки 12 (см. фиг.1 и 2) относительно хвостовика 4 осуществляется с помощью разрезного стопорного кольца 13 круглого сечения, установленного во внутренней проточке 14 полой заглушки 11, и фиксирующего соединительную трубку 12 в полукруглых насечках 15, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки 12.

Канал 5 (см. фиг.1) для подвода нефти образован, внутренним пространством 16 обсадной колонны 2 выше пакера 8, радиальными отверстиями 10 хвостовика 4 и пространством 17 между хвостовиком 4 и соединительной трубкой 12 выше пакера 8.

Канал 6 для подвода воды образован внутренним пространством 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутренним пространством 19 соединительной трубки 12.

Входы обеих каналов 5 и 6 расположены напротив верхних 20 и нижних 21 перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта 7, соответственно, а выходы направлены к приему насоса 1.

Работа устройства осуществляется следующим образом.

Оборудование как показано на фиг.1 спущено в скважину, заполненную технологической жидкостью (водой). Уровень ВНК 9 горизонтален.

Вначале насос 1 (см. фиг.1), например скважинный штанговый насос марки НСВ-32 откачивает по колонне труб 3 воду из скважины. Нефть, при этом поступает через верхние перфорационные отверстия 20 и скапливается во внутреннем пространстве 16 между хвостовиком 4 и обсадной колонной 2. Попасть на прием 22 насос 1 нефти не позволяет разность гидростатических давлений во внутреннем пространстве 16 и пространстве 17 канала 6.

Вода поступает на прием 22 насоса 1 из водоносной части пласта 7 через нижние перфорационные отверстия 21 и далее канал 6 для подвода воды, образованный внутренним пространством 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутренним пространством 19 соединительной трубки 12, откуда попадает на прием 22 насоса 1, который перекачивает воду по колонне труб 3 на устье скважины.

Конус воды (на фиг.1-3 не показано), при этом опускается, и когда он дойдет до нижних перфорационных отверстий 21, по каналу 6 через внутреннее пространство соединительной трубки 12 начнет поступать нефть вместе с водой. Плотность жидкости во внутреннем пространстве 19 соединительной трубки 12 становится меньше плотности воды в пространстве 17 и вода переливается по внутреннему пространству 19 соединительной трубки 12 в подпакерное пространство 18 скважины.

Начинается приток нефти, которая через верхние перфорационные отверстия 20, и канал 5, т.е. через внутреннее пространство 16 обсадной колонны 2 выше пакера 8, радиальные отверстия 10 хвостовика 4 и пространство 17 поступает на прием насоса 1, который откачивает нефть по колонне НКТ 3 на устье скважины.

Конус воды поднимается, и поток нефти через нижние перфорационные отверстия 21 прекращается. Вода заполняет внутреннее пространство 18 обсадной колонны 2 ниже пакера 8 и внутреннее пространство 19 соединительную трубку 12, однако не может поступать на прием 22 насоса 2 вследствие разницы гидростатических давлений во внутреннем пространстве 19 соединительной трубки 12 и во внутреннем пространстве 16 между хвостовиком 4 и обсадной колонной 2.

Откачка нефти насосом 1 по колонне НКТ 3 на устье скважины из верхних перфорационных отверстий 20 пласта продолжается до тех пор, пока конус воды не поднимется до верхних перфорационных отверстий 20. Плотность жидкости во внутреннем пространстве 16 и пространстве 17 канала 6 увеличивается, начинается приток воды из нижних перфорационных отверстий 21 во внутреннее пространство 19 соединительной трубки 12.

Нефть, при этом перетекает из пространства 17 во внутреннее пространство 16 канала 6 и начинается откачка воды, которая поступает по внутреннему пространству 19 соединительной трубки 12 на прием насоса 2, который перекачивает воду по колонне НКТ 1 на устье скважины. Затем цикл повторяется.

В процессе разработки пласта 6 с подошвенной водой уровень ВНК 9 изменяется (поднимается или снижается), поэтому для повышения эффективности работы устройства с целью исключения смешивание нефти и воды на приеме насоса производят регулирование объемов отбора нефти и воды. Увеличение объема отбора воды свидетельствует о повышение уровня ВНК 9, и наоборот, уменьшение объема отбора воды свидетельствует о снижении уровня ВНК 9.

Для того чтобы уменьшить объем отбираемой воды и увеличить объем отбор нефти, т.е. снизить уровень ВНК 9 необходимо поднять соединительную трубку 12. Для этого извлекают из колонны труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и с помощью любого известного устройства, например с помощью ловителя 25, любой известной конструкции, спущенного в колонну труб 3 (см. фиг.3) на канате 26 производят внутренний захват соединительной трубки 12 (см. фиг.3) и осуществляют осевое перемещение вверх, например, на 2,5 м. Стопорное кольцо 13 (см. фиг.2 и 3) фиксирует соединительную трубки 12 относительно хвостовика 4 в верхнем положении. Далее освобождают ловитель 25 от захвата с соединительной трубкой 12 и производят извлечение ловителя 25 с канатом 26 из колонны труб 3. Спускают в колонну труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и запускают насос 1 в работу, при этом циклы работы устройство повторяются, как описано выше. В результате объем отбираемой воды начинает уменьшаться и отбор объема нефти увеличиваться, при этом уровень ВНК 9 снижается.

Для того чтобы увеличить объем отбираемой воды и уменьшить объем отбор нефти необходимо опустить соединительную трубку 12. Для этого извлекают из колонны труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и с помощью любого известного устройства, например грузом (на фиг.1, 2, 3. не показано), состоящим из двух-трех труб, наружный диаметр которых больше диаметра соединительной трубки 12 на 5-10 мм спущенного в колонну труб 3 (см. фиг.3) производят разгрузку груза на воронку 25 соединительной трубки 12. В результате соединительная трубка 12 опускается вниз например, на 2 м (на фиг.1, 2, 3 не показано). Стопорное кольцо 13 (см. фиг.1 и 2) фиксирует соединительную трубки 12 относительно хвостовика 4 в нижнем положении (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Далее производят извлечение груза с канатом из колонны труб 3. Спускают в колонну труб 3 плунжер 23 насоса 1 с колонной штанг 24 (см. фиг.1) и запускают насос 1 в работу, при этом циклы работы устройство повторяются, как описано выше.

В результате объем отбираемой воды начинает увеличиваться, а отбор объема нефти уменьшаться, при этом уровень ВНК 9 увеличивается.

Предлагаемое устройство позволяет регулировать конус воды в скважине путем изменения уровней отбора воды и нефти в зависимости от уровня водонефтяного контакта, что повышает эффективность его работы.

Также предлагаемое устройство из-за регулирования объемов отбора воды и нефти позволяет предотвратить их смешивание в процессе подъема по колонне труб и получить на поверхности скважины продукцию, не требующую последующей сепарации на отдельные фазы, а также позволяет снизить вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина из-за быстрого перехода от отбора воды к отбору нефти.

Устройство для регулирования конуса воды в скважине, содержащее насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал - для подвода нефти, а другой канал - для подвода воды, имеющих возможность поступления в скважину из пласта, входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса, отличающееся тем, что хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта, и радиальными отверстиями выше пакера, причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка, при этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществлена с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки, при этом канал для подвода нефти образован внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой, а канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки, причем входы обеих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.
Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы. Сущность изобретения: устройство включает корпус, электродвигатель, погружной насос с напорной частью и входным устройством и эжектор. Согласно изобретению устройство снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части погружного насоса и выше эжектора. Эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели. При этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти. На выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая возможность диспергирования газовой фазы и увеличения давления. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями. Скважинные инструменты соединяют с множеством многоотводных модулей, при этом каждый многоотводный модуль обычно соединяют с одним или двумя скважинными инструментами. Линии управления соединяют с многоотводными модулями, а многоотводные модули обладают способностью управлять скважинными инструментами в большем количестве, чем количество линий управления. Каждый скважинный инструмент можно приводить в действие индивидуально, создавая подачи давления по одной или нескольким линиям управления. Техническим результатом является облегчение управления многочисленными скважинными инструментами. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 25 ил.

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы. Обеспечивается повышение эффективности мониторинга. Сущность: способ определения расхода через электропогружной насос содержит этапы, на которых: подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства; принимают с помощью процессора давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра; принимают с помощью процессора напряжение и ток; принимают с помощью процессора по меньшей мере одно статическое значение; вычисляют с помощью процессора расход через электропогружной насос, в соответствии с чем: вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей; получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные; вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и образуют диаграмму вычисляемых расходов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы установки погружного электроцентробежного насоса посредством повышения коэффициента полезного действия установки погружного электроцентробежного насоса. Поставленная задача решается применением струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ позволяет осуществлять снижение давления газа в затрубном пространстве скважин, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, позволяя повысить уровень пластовой жидкости над погружным электроцентробежным насосом, увеличить дебит скважины, избежать образования гидратных пробок в затрубном пространстве за счет снижения давления газа в затрубном пространстве. Кроме того, использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа позволяет повысить КПД установки погружного электроцентробежного насоса, уменьшить глубину подвески погружного электроцентробежного насоса за счет повышения уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и тем самым снизить расход колонны НКТ и увеличить межремонтный период работы погружных электроцентробежных насосов. 2 ил.

Группа изобретений относится к эксплуатации подземной скважины и, в частности, к вариантам системы регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину или из скважины в геологический пласт. Такое регулирование обеспечивает, например, минимизацию добычи воды и/или газа, максимизацию добычи нефти и/или газа с балансированием добычи между зонами. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет ее саморегулирования. Сущность изобретения по одному из вариантов: система переменной сопротивляемости потоку содержит первый проточный канал и первую сеть из одного или нескольких отводных каналов, пересекающих первый проточный канал. При этом обеспечена возможность отведения части текучей смеси из первого проточного канала к первой сети отводных каналов, варьирования ее в зависимости, по меньшей мере, от вязкости текучей смеси или от скорости текучей смеси в первом проточном канале. Первая сеть отводных каналов способна направлять текучую смесь к первому управляющему каналу переключателя путей потока, который способен выбирать один из множества путей потока, по которому после переключателя проходит преобладающая часть текучей среды, по меньшей мере, частично в зависимости от части текучей смеси, отводимой к первому управляющему каналу. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер. При этом впускное или впускные отверстия расположены во внутренней камере, регулирующий элемент выполнен с возможностью герметичного перемещения внутри разделительного элемента или в пространстве между боковой стенкой корпуса и разделительным элементом с возможностью герметичного перекрытия перепускного или перепускных отверстий. Технический результат заключается в повышении эффективности работы гидравлического регулятора. 9 з.п. ф-лы, 10 ил.
Наверх