Способ разработки многопластового месторождения



Способ разработки многопластового месторождения
Способ разработки многопластового месторождения
Способ разработки многопластового месторождения

 


Владельцы патента RU 2505667:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)

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 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.

Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, при котором производится бурение скважины до проектной глубины со вскрытием неоднородных пластов пашийского горизонта, а элементы низа обсадной колонны располагаются ниже всей продуктивной пачки (Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва.: Недра, 1988 г., §12.8, с.255, "Основы технологии спуска обсадных колонн в скважину").

Недостатком указанного способа является то, что наличие водоносных пластов, которые имеют пластовое давление больше, чем нефтеносные и улучшенные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, отрицательно влияет на качество крепления цемента за обсадной колонной скважины и, как правило, сопровождается прорывом вод через заколонное пространство в интервал перфорации.

Кроме того, как при цементировании эксплуатационной колонны, так и цементировании хвостовика в течение времени, необходимого для разбуривания всей толщи среднего девона, происходит процесс фильтрации промывочной жидкости в поры продуктивного нефтенасыщенного коллектора и закупоривания их. Указанное приводит к ухудшению гидродинамической связи пласта со скважиной, т.е. к снижению продуктивности пласта.

Также известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения со вскрытием неоднородных пластов, причем бурение производится без вскрытия нижней осложненной части разреза (RU 2427703, 2010).

Недостаток указанного способа заключается в необходимости раздельного спуска обсадных колонн, ограничении возможности проведения работ по дальнейшему углублению скважины на нижележащие пласты, особенно при уменьшении диаметра эксплуатационной колонны в результате изменения ее конструкции, например, зарезкой бокового ствола или оснащения параллельными колоннами для одновременно-раздельной эксплуатации, в необходимости глушения и прекращения добычи верхнего пласта, невозможности использования буровой установки большой грузоподъемности по причине ограниченного коммуникациями пространства находящего в эксплуатации кустового основания на земле или море.

Кроме того, из-за несоответствия фактических величин гидродинамических нагрузок в стволе скважины при бурении допустимым значениям с точки зрения неустойчивости стенок ствола скважины, гидроразрыва горных пород и перетока флюида известный способ не позволяет осуществлять разработку газовых и нефтяных залежей, расположенных в осложненных интервалах с АВПД и АНПД.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки многопластового месторождения, позволяющего вскрывать и крепить залежь на разных горизонтах и производить одновременно-раздельную эксплуатацию пробуренных скважин, а также обеспечивающего разработку газовых и нефтяных залежей, расположенных в осложненных интервалах с АВПД и АНПД.

Благодаря использованию предлагаемого способа строительства у скважины появляются ранее неизвестные функции, заложенные в конструкции скважины для продолжения бурения ствола в процессе эксплуатации скважины или промежутке между эксплуатацией скважины. Например, когда аномально высокое пластовое давление в верхнем пласте снизится до пластового или приемлемого давления нижнего пласта, спускают колонну бурильных или обсадных труб, которые стыкуют со вставным хвостовиком, и бурят ствол скважины на обсадных трубах со вскрытием нижнего пласта, цементируют и перфорируют хвостовик и осуществляют эксплуатацию нижнего пласта или одновременно-раздельную эксплуатацию нижнего и верхнего пластов.

Поставленная задача достигается тем, что 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.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематично изображено вскрытие с углублением ствола ниже подошвы верхнего пласта и установка эксплуатационной колонны со вставным хвостовиком; на фиг.2 показана стыковка колонны бурильных или обсадных труб, бурение ствола скважины на обсадных трубах хвостовика при одновременной эксплуатации верхнего пласта; на фиг.3 показано вскрытие нижнего пласта, цементирование хвостовика, перфорация и одновременно-раздельная эксплуатация нижнего пласта с верхним.

Способ разработки многопластового месторождения заключается в том, что в процессе бурения верхнего пласта 1 углубляют скважину 2 ниже его кровли на длину не менее половины расстояния между подошвами верхнего 1 и нижнего 3 пластов, после чего производят спуск и цементирование эксплуатационной колонны 4, спуск на башмак 5 эксплуатационной колонны 4 вставного хвостовика 6 с размещенным на его конце породоразрушающим инструментом 7 и осуществляют консервацию 8 хвостовика 6, зарезают боковой ствол 9 на верхний пласт 1 и эксплуатируют его, производят стыковку колонны бурильных или обсадных труб 10 при помощи соединительного переводника 11 со вставным хвостовиком 6 и осуществляют бурение ствола 12 на нижний пласт 3. После вскрытия нижнего пласта 3 цементируется и перфорируется вставной хвостовик 6 и осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация нижнего 3 и верхнего 1 пластов.

Предлагаемый способ повышает надежность вскрытия несовместимых интервалов бурения и эксплуатации, позволяет продолжить углубление и крепление ствола хвостовиком обсадной колонной максимального диаметра с последующей эффективной эксплуатацией при наличии над хвостовиком оснастки, уменьшающей диаметр проходного сечения эксплуатационной колонны, например бокового ответвления, обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию пластов, создает условия для сооружения скважин с заданными наперед функциональными свойствами изменения конструкции скважины в процессе ее эксплуатации с возможностью углубления ствола с использованием буровой установки минимальной грузоподъемности при одновременной эксплуатации верхнего пласта, исключая потери добычи нефти, времени на глушение и повторное освоение верхнего пласта и снижения его добычных возможностей.

Ниже приведен пример конкретной реализации способа. Рассчитаем диаметральные размеры конструкции скважины в соответствии со следующими исходными данными:

DB=224,5 мм - внутренний диаметр 244,5 мм эксплуатационной колонны;

Dx=146 мм; 168 мм или 178 мм - диаметр вставного хвостовика;

D6=95 мм - диаметр по муфтам 73-мм колонны бурильных труб;

dn=DB - (D6+δ)=224,5 - (95+15) мм=114 мм - диаметр параллельной

безмуфтовой эксплуатационной колонны бокового ствола;

δ=15 мм - минимально допустимая разность диаметров колонн.

Углубление на нижний пласт и крепление ствола известными способами после снижения давления в верхнем пласте позволит спустить эксплуатационную колонну на нижний пласт диаметром d=224,5 - 114-15d=95,5 мм, т.е. колонну диаметром 89 мм.

Предварительная установка вставного хвостовика позволяет в конструкции многозабойной скважины ввести в эксплуатацию нижний пласт с диаметром колонны, до 2-х раз (для приведенных расчетов 1,6; 1,9 и 2,0 раза в зависимости от выбранного диаметра вставного хвостовика) превышающим размер проходного сечения, образующегося после установки параллельной эксплуатационной колонны бокового ствола. Это позволяет достичь максимально возможного дебита за счет снижения сопротивления движению нефти из пласта.

Способ разработки многопластового месторождения, заключающийся в том, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для управления скважиной при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов.

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 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 оборудованию для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину. Способ включает размещение в скважине насосной установки, содержащей колонну труб, колонну штанг, два пакера, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, запуск скважины в нужном режиме и ее эксплуатацию. При этом соединяют нижние перепускные клапана, нижний пакер, узел безопасности, прикрепляют телескопическое соединение без полого подвижного штока к колонне труб, затем присоединяют к установке верхние перепускные клапана, далее в телескопическое соединение спускают полый подвижный шток, в который вкручивают трубы меньшего диаметра. Осуществляют подгонку труб и соединяют колонну труб меньшего диаметра с муфтой перекрестного сечения или с переводником, установленным в перфорированной трубе, присоединяют верхний пакер, монтируют разъединитель колонны, осуществляют спуск собранной установки на колонне труб до заданного интервала и перевод пакеров в рабочее положение, производят отсоединение в разъединителе колонны и подъем колонны труб. Затем в скважину на колонне труб спускают извлекаемую часть разъединителя колонны, электропогружной насос, расположенный внутри кожуха, и комплект байпасной линии, состыковывают оставляемую и извлекаемую части разъединителя колонны, осуществляют спуск штангового насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважины. 3 н. и 7 з. п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины. Устройство смонтировано на колонне насосно-компрессорных труб и содержит подвеску, оснащенную двумя пакерами. В полости подвески выполнены, по меньшей мере, два кольцевых выступа, в последних герметично установлен стакан с упором в торцевой выступ подвески, выполненный с продольными каналами, образующие межтрубные пространства. В стенке стакана по обе стороны от нижнего кольцевого выступа установлены два штуцера с калиброванными проходными сечениями, сообщающими полость стакана, с одной стороны, с верхним пластом скважины через верхний штуцер, межтрубное пространство между кольцевыми выступами и окна, выполненные в стенке подвески, и с другой, - с нижним пластом через нижний штуцер, межтрубное пространство ниже кольцевых выступов и продольные каналы торцевого выступа. Технический результат заключается в обеспечении возможности оперативной закачки запланированных объемов жидкости в пласты скважины с разной приемистостью. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх