Способ разработки нефтяной залежи



Способ разработки нефтяной залежи
Способ разработки нефтяной залежи
Способ разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2506415:

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

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.

 

Предложение 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.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2290502, МПК Е21В 43/20, опубл. бюл. №36 от 27.12.2006), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта и отбор нефти через добывающие скважины, оснащенные пакером, откачку воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно-раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта, и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.

Недостатком этого способа является то, что для предотвращения обводненности используется более одной скважины, что приводит к дополнительным тратам на строительство скважин, а продукция добывается одновременно с откачкой пластовой воды, что также требует затрат для ее последующего разделения на поверхности.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2401937, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.10.2011), включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства. Пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка, а перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии, при этом регулируют откачку пластовой воды, для чего при повышении содержания в ней нефти выше 10-20% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта, для чего при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта практически на одном уровне.

Недостатками способа являются сложность технологического процесса из-за постоянного контроля добывающей жидкости, потеря нефти при отборе жидкости ниже уровня водонефтяного контакта и более высокая обводненность добываемой продукции из надпакерного пространства по сравнению с предлагаемым способом.

Техническими задачами способа являются снижение обводненности добываемой продукции из залежи, снижение затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины при необходимости закачки реагента в вышележащий пласт за счет обустройства и режима работы добывающей вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта (ВНК) с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки.

Новым является то, что определяется уровень ВНК, на том же уровне устанавливают пакер, вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК, предварительно определяют производительность пласта и величину обводненности продукции в пласте, из величины обводненности продукции выбирают производительности 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.

Новым является также то, что выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины.

На фиг.1 представлена схема размещения вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

На фиг.2 представлен график накопленной добычи нефти ниже уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.

На фиг.3 представлен график отбора попутной нефти выше уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.

Способ разработки нефтяного пласта осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 (фиг.1) бурят и обустраивают вертикальную скважину 2. Далее определяется уровень водонефтяного контакта 3. На уровне водонефтяного контакта 3 разделяют пакером 4 ее внутреннее пространство, а также оборудуют устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта. Вскрытие скважины производят в двух ее интервалах. Первое вскрытие 5 производят выше пакера 4 до 75% от кровли пласта ввиду того, что многочисленные расчеты в различных программных комплексах (CMG, Tempest More) показали, что вскрытие по всему интервалу продуктивного пласта 1 проводить нерационально из-за быстрого прорыва пластовой воды. Второе вскрытие 6 производят ниже уровня водонефтяного контакта 3 для создания "обратной воронки". Вскрытие 6 производят также на 2-5 м ниже уровня водонефтяного контакта 3. Подпакерное вскрытие ниже уровня водонефтяного контакта 3 дает преимущество в меньшей потере нефти при отборе жидкости, которая неизбежно будет отбираться при работе нижнего интервала скважины 2 (см фиг.2).

Далее определяют производительность пласта 1, величину обводненности его продукции. Из вышесказанных характеристик выбирают производительность соответствующих насосов и устройств для одновременно-раздельной эксплуатации. После чего осуществляется отбор продукции из верхнего вскрытия 5 продуктивной части пласта 1. При достижении обводненности продукции на 15-20% и выше, либо при ее немедленном наступлении, в случае вязкой и высоковязкой нефти производят откачку пластовой воды ниже уровня водонефтяного контакта 3 одновременно с работой верхнего вскрытия 5. Далее осуществляется периодическая остановка через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца. Выделившуюся воду из пласта 1 закачивают в другой пласт, через который проходит данная скважина 2 (на фиг.1 не показано), или в другую нагнетательную скважину (на фиг.1 не показано).

Пример конкретного выполнения.

Средняя глубина залегания нефтяного пласта - 1031 м.

Значение начального пластового давления - 12,1 МПа.

Давление насыщения - 4,5 МПа.

Начальная пластовая температура - 35°С.

Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 5 мПа·с.

Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1 мПа·с.

Значение средней проницаемости по керну в пласте - 90 мкм2.

Значение средней пористости по керну в пласте - 0,08 д. ед.

Результаты показали, что накопленная добыча нефти выше уровня ВНК (фиг.3) по предлагаемому способу выше, чем по прототипу, на 16%. Накопленная добыча нефти при отборе жидкости ниже уровня ВНК (фиг.2) в 3 раза ниже, чем по прототипу. Величина обводненности также в пользу предлагаемого способа. Отбор воды нужно осуществлять не непосредственно на уровне водонефтяного контакта и ниже, а с отступом от него на 2- 5 м, что дает возможность снизить отбор нефти из нижнего интервала скважины и потерю ее при перекачке жидкости в другой пласт, через который проходит данная скважина.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля МЕХ. Все данные сведены в графики (фиг.2 и 3). Расчеты показали, что по отношению к прототипу обводненность продукции снизилась на 5-10%, накопленная добыча увеличилась на 8-16%.

Применение данного способа позволяет снизить обводненность продукции по сравнению с прототипом в среднем на 8% в зависимости от свойств пласта, увеличить накопленную добычу нефти в среднем 12%, снизить накопленную добычу нефти из нижнего интервала скважины, а также уменьшить затраты на строительство дополнительной скважины для закачки агента в другой пласт.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта - ВНК с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки, отличающийся тем, что определяют уровень ВНК, на том же уровне устанавливают пакер, вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК, предварительно определяют производительность пласта и величину обводненности продукции в пласте, из величины обводненности продукции выбирают производительности 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Изобретение относится к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине. Установка содержит пакер, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов. Установка снабжена разделительно-посадочным устройством, центратором, направляющей втулкой, конусной втулкой, уплотнительным конусным кольцом. Корпус сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом и содержит полированный шток с торсионами для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенные на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты, компрессионное кольцо и поджимную втулку. Установка содержит автоматическое сцепное устройство, которое включает протектор, штанговый сцепной узел, шлицевой якорь и переходник. Установка содержит гидравлическое разгрузочное устройство для слива продукции. В качестве штанговых насосов использованы винтовые. Длина статора уменьшена на 500-750 мм и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности работы установки и снижении материальных затрат. 2 з.п. ф-лы, 17 ил.
Наверх