Скважинная насосная установка

Авторы патента:


Скважинная насосная установка
Скважинная насосная установка
Скважинная насосная установка
Скважинная насосная установка
Скважинная насосная установка

 


Владельцы патента RU 2506416:

Гарипов Олег Марсович (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения и управления потоками скважинного флюида (нефти, газа и др.) и изолирования пластов или интервалов негерметичности, а также при закачке рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов.

Известна Насосная пакерная установка, включающая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, по меньшей мере, один пакер, установленный на НКТ или на хвостовике насоса, регулируемые перепускные устройства, контрольно-измерительные приборы (Патент РФ №2296213, E21В 43\00, оп. 10.11.2006 г.).

Недостатком известного устройства является то, что установка не позволяет в скважине разделять потоки скважинного флюида, в том числе и непосредственно в лифте до насоса, что ограничивает ее применение.

Наиболее близким техническим решением является Скважинная установка Гарипова, включающая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, по меньшей мере, один пакер, установленный на НКТ или на хвостовике насоса, регулируемые перепускные устройства, контрольно-измерительные приборы (Патент РФ №2309246, E21В 43\14, оп. 27.10.2007 г., прототип). Недостатком известного устройства является то, что установка не позволяет разделять потоки скважинного флюида в лифте скважины до приема насоса. Также невозможно вести раздельное управление и осуществлять контроль параметров флюида в лифте при эксплуатации скважины в режиме реального времени, в том числе проводить на устье скважины прямые замеры дебита и обводненности раздельно по каждому пласту.

Предлагаемое техническое решение позволяет избежать, указанные выше недостатки, а также позволяет повысить эффективность эксплуатации нескольких пластов, обеспечить возможность разобщения и управления потоками скважинного флюида в процессе эксплуатации скважины и проведения на устье контрольных прямых замеров дебита и обводненности раздельно по пластам.

Поставленная цель достигается тем, что Скважинная насосная установка включает насос, НКТ, пакер или пакеры, одно или несколько регулируемых перепускных устройств, она 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, кроме этого регулируемое перепускное устройство представлено в кабельном исполнении с электропроводящим кабелем, в гидравлическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления, в гидравлически - электрическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления и с электропроводящим кабелем, что регулируемое перепускное устройство выполнено автономным в виде заряженного на заданное давление сильфонного клапана, вставка представляет собой участок НКТ или участок гибкой безмуфтовой трубки, разделительный элемент представляет собой цанговый захват, выступ или муфту, фиксирующую муфту с резьбой или со штифтами, разбухающую манжету, разделительный элемент дополнительно снабжен перепускным отверстием, контрольно-измерительные приборы в автономном или кабельном исполнении, разъединитель колонны, расположенный над пакером, посадочный элемент, в котором расположено регулируемое перепускное устройство, дополнительный пакер, установленный на НКТ под регулируемым перепускным устройством, герметизирующий элемент, установленный в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ и вставкой, при этом, герметизирующий элемент представляет собой графитовую смазку или резиновые кольца.

На фиг.1 изображена Скважинная насосная установка с насосом, с пакером, установленным между пластами, с электрически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой, выполненной над насосом, на фиг.2 изображена Скважинная насосная установка с насосом, с пакером, установленным между пластами, с гидравлически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой, выполненной над насосом, на фиг.3 изображена Скважинная насосная установка с верхним пакером над насосом, с дополнительным пакером под насосом, с гидравлически регулируемыми перепускными устройствами, с одной вставкой, на фиг.4 изображена Скважинная насосная установка с верхним и нижним пакерами, с электрически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой под насосом, на фиг.5 изображена Скважинная насосная установка для трех пластов с двумя вставками над и под насосом, с тремя пакерами, с одним электрически регулируемым перепускным устройством и двумя гидравлически регулируемыми перепускными устройствами.

Скважинная насосная установка включает насос 1, НКТ 2, пакер или пакеры 3, одно или несколько регулируемых перепускных устройств 4, одну или несколько вставок 5, разделительные элементы 6, перепускные отверстия 7.

Насос 1 представляет собой, например, ЭЦН, ШГН или другой глубинный скважинный насос.

НКТ 2 представляют собой трубу, например, с муфтами или без муфт, или участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.

Пакер или пакеры 3 установлены на НКТ 2 между разделительными элементами 6 для разобщения пластов друг от друга и от насоса 1 и представляет собой, например, механическое разобщающее устройство, гидравлическое разобщающее устройство с различным способом установки в скважине.

Регулируемое перепускное устройство 4 предназначено для управления и регулирования расхода скважинного флюида поступающего из пласта на прием насоса 1. Регулируемое перепускное устройство 4 представляет собой гидравлическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие гидравлическим каналом 8, например, от гидронасоса; электрическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие электроимпульсом по электропроводящему каналу 9, например, в виде кабеля или трубки; гидро-электрическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие, например, с применением гидронасоса с электроприводом.

Кроме этого, регулируемое перепускное устройство 4 представляет собой автономное регулируемое перепускное устройство, которое работает автономно, например, в виде заряженного сильфонного клапана, и открывается-закрывается при заданном давлении или перепаде давления.

Регулируемое перепускное устройство 4 представлено, например, дистанционно-управляемым устройством.

Вставка 5 герметично закреплена внутри НКТ 2 посредством разделительных элементов 6, например, выше, ниже или выше и ниже насоса 1 и представляет собой участок трубы, например, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля или участков труб одного или разного диаметров, соединенных между собой, то есть сборную вставку 5. Вставка 5 предназначена для разобщения потоков внутри скважины в пределах вставки 5, как разнонаправленных, так и однонаправленных.

Например, в пределах вставки 5 на фиг.3 - разнонаправленные потоки, где по центру вставки 5 поток флюида поднимается из насоса 1, а по кольцевому пространству между вставкой 5 и НКТ 2 поток флюида с верхнего пласта стекает на прием насоса 1, на фиг.4 - однонаправленные потоки, где поток флюида по центру вставки 5 и в кольцевом пространстве между вставкой 5 и НКТ 2 поднимается вверх на прием насоса 1.

Вставка 5, расположенная под насосом, обеспечивает разобщение потоков флюида из двух пластов, например, один поток флюида проходит с нижнего пласта 10 по внутреннему пространству вставки 5 в насос 1 и другой поток флюида из верхнего пласта 11 проходит по кольцевому пространству между вставкой 5 и НКТ 2 в насос 1 (фиг.4, 5). Вставка 5, расположенная над насосом 1, обеспечивает разобщение разнонаправленных потоков, например, флюид из верхнего пласта 11 по кольцевому пространству с верхнего пласта 11 поступает вниз на прием насоса 1, а из насоса 1 по внутреннему пространству вставки 5 скважинный флюид поднимается на поверхность.

Разделительные элементы 6 герметично закреплены в кольцевом пространстве между вставкой 5 и НКТ, что обеспечивает удержание вставки 5 внутри НКТ 2 в заданном положении, и предназначены для герметичного разобщения на пространство внутри вставки 5 и на кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5.

Разделительный элемент 6 выполнен в виде одного элемента или выполнен сборным в виде нескольких элементов, герметично соединенных между собой.

Разделительный элемент 6 представляет собой, например, уплотнитель с цанговым захватом, выступ с уплотнителем, разбухающую манжету, уплотнительные манжеты со срезными элементами, фиксирующую муфту с резьбой и герметизирующими элементами или со штифтами, втулку с графитовой смазкой на резьбе и т.д. Сборный разделительный элемент 6 содержит, например, несколько различных уплотнительных колец, манжет, упорных элементов и т.п.

Разделительный элемент 6 дополнительно снабжен перепускным отверстием 7 или перепускным отверстием 7 с регулируемым перепускным устройством 4, которое регулирует перепуск флюида из пласта во внутреннее пространство вставки 5.

Перепускные отверстия 7 выполнены в НКТ 2 ниже и выше пакера 3 или между пакерами 3 и ниже или выше пакера 3 и обеспечивают перепуск жидкости в виде флюида из пласта, например, в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5.

Перепускные отверстия 7 гидравлически связаны между собой и насосом 1, так из перепускных отверстий 7, расположенных напротив пласта скважинный флюид течет через вставку 5 в другие перепускные отверстия 7 и далее на прием насоса 1. По меньшей мере, в одном перепускном отверстии 7 установлено регулируемое перепускное устройство 4 для управления потоком скважинного флюида.

Перепускные отверстия 7, снабженные регулируемым перепускным устройством 4, обеспечивают регулируемый перепуск жидкости в виде флюида из пласта, например, в кольцевое пространство между НКТ 2, при этом перепускные отверстия 7 и перепускное отверстие 7 с регулируемым перепускным устройством 4 гидравлически связаны между собой и насосом 1.

Посредством регулируемого перепускного устройства 4, например, за счет изменения диаметра перепускного отверстия 7, регулируют поступление пластового флюида из внутреннего пространства вставки 5 или кольцевого пространства между вставкой 5 и НКТ 2 на прием насоса 1, например, раздельно или совместно.

Скважинная насосная установка дополнительно снабжена контрольно-измерительными приборами 12 в автономном или кабельном исполнении, разъединителем колонны 13, герметизирующим элементом 14, посадочным элементом 15 и дополнительным пакером 16.

Контрольно-измерительные приборы 12 (далее по тексту -КИП) представляют собой, например, манометры, термометры и т.п.и расположены, например, в НКТ 2, во вставке 5, в подвижных или неподвижных элементах пакера 3, 16 и предназначены для регистрации заданных параметров скважины.

Разъединитель колонны 13 установлен над дополнительным пакером 16 и служит для соединения и разъединения вставки 5 с НКТ 2.

Герметизирующий элемент 14 установлен в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ 2 и вставкой 5 и представляет собой графитовую смазку, резиновые кольца, самоуплотняющиеся резьбовые соединения. При соединении вставки 5 с НКТ 2 посредством разделительного элемента в виде муфты 6 (фиг.4), герметизирующий элемент 14 в резьбовых соединениях выполнен в виде герметизирующей графитовой смазки, ленты фум, резиновых колец и т.п., или самоуплотняющихся резьбовых соединений.

Посадочный элемент 15 представляет собой, например, скважинную камеру, в котором установлено регулируемое перепускное устройство 4, и расположен на НКТ 2 над, под или внутри вставки 5. При этом перепускные отверстия 7 и посадочный элемент 15 с регулируемым перепускным устройством 4 гидравлически связаны между собой и насосом 1.

Дополнительный пакер 16 установлен на НКТ 2 под регулируемым перепускным устройством 4 (далее по тексту - РПУ), представляет собой, например, механическое разобщающее устройство, гидравлическое разобщающее устройство с различным способом установки в скважине и предназначенное для разобщения пластов друг от друга и от насоса 1.

Скважинная насосная установка работает следующим образом.

В скважину 17 спускают насос 1, затем НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, со вставкой 5, герметично закрепленной разделительными элементами 6 внутри НКТ 2, пакер 3, установленный между разделительными элементами 6 и регулируемое перепускное устройство 4, установленное в перепускном отверстим 7 над пакером 3, между пакером 3 и верхним разделительным элементом 6, и КИП 12.

В скважине 17 на заданной глубине пакеруют пакер 3 между пластами 10 и 11, запускают насос 1, регулируемое перепускное устройство 4 в положении «закрыто», начинают добычу флюида из нижнего пласта 10, который поступает на прием насоса 1 и далее по внутреннему пространству вставки 5 на устье скважины 17.

Затем под действием гидравлического давления или импульса давления переданного со станции управления 18, например, устьевым гидронасосом, регулируемое перепускное устройство 4 переводится в положение «открыто» с заданным диаметром перепускного отверстия 7. Пластовый флюид из верхнего пласта 11 поступает через регулируемое перепускное устройство 4 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и далее через перепускные отверстия 7 на прием насоса 1.

С помощью регулируемого перепускного устройства 4 дистанционно регулируют отбор скважинного флюида из верхнего пласта 11, разобщая и управляя потоком скважинного флюида из верхнего пласта 11 и, соответственно, отбором скважинного флюида из скважины в целом. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.

В зависимости типа насоса 1 и технических условий скважины 17 и оборудования определяют количество спуско-подъемных операций, максимально допустимый вес НКТ 2 под насосом 1 и возможные нагрузки на УЭЦН или УШГН при срыве пакера 3.

Если скважина 17 не глубокая и вес нижней части НКТ 2 менее, например, 500-800 кг, то под насосом 1 устанавливают на НКТ 2 еще два механических пакера, например, средний и нижний с нижней вставкой 5.

Пример N1 (фигура 3). В скважину 17 спускают дополнительный пакер 16 на НКТ 2 с нижним регулируемым перепускным устройством 4, далее насос 1, затем НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, с вставкой 5 в виде гибкой безмуфтовой трубы, верхний пакер 3, расположенный между разделительными элементами 6 вставки 5, и КИП 12.

Нижнее регулируемое перепускное устройство 4 установлено между насосом 1 и дополнительным пакером 16.

В скважине 17 на заданной глубине пакеруют верхний 3 и дополнительный 16 пакеры между пластами 10 и 11, запускают насос 1 и начинают добычу флюида из пластов 10 и 11, поскольку верхнее и нижнее регулируемые перепускные устройства 4 находятся в положении «открыто».

Под действием гидравлического давления или импульса давления верхнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто» и пластовый флюид поступает только из нижнего пласта 10 через нижнее регулируемое перепускное устройство 4 в насос 1.

Если же верхнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «открыто», а нижнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто», то флюид из верхнего пласта 11 поступает в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и далее через перепускные отверстия 7 на прием насоса 1. С помощью верхнего и нижнего регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида с пластов 10 и 11, разобщая и управляя потоком флюида из верхнего и\или нижнего пластов 10 и 11 и, соответственно, отбором флюида из скважины 17 в целом с совместно-раздельным замером дебита и обводненности. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.

Пример №2 (фигура 4). В скважину 17 спускают скважинную насосную установку со вставкой 5 для разобщения и управления потоками скважинного флюида из пластов 10 и 11, расположенных под насосом 1 в виде ШГН, с верхним и нижним пакерами 3, с посадочными элементами 15 в виде скважинных камер, в которых установлены верхнее и нижнее регулируемые перепускные устройства 4. Скважинные камеры 15 установлены над верхним пакером 3, при этом одна - между разделительными элементами 6, а другая - над разделительными элементами 6. Нижние разделительные элементы 6 выполнены с перепускными отверстиями 7.

В скважину 17 сначала спускают нижний пакер 3, далее НКТ 2, внутри которой установлена вставка 5 в виде участка НКТ малого диаметра с разделительными элементами 6, и с перепускными отверстиями 7. Потом спускают верхний пакер 3, скважинную камеру 15 с нижним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4 от гидравлического канала 8 и скважинную камеру 15 с верхним электрически регулируемым перепускным устройством 4 с электрическим кабелем 9 для его дистанционного управления. При этом перепускные отверстия 7 расположены под нижним пакером 3, между пакерами 3. Затем над скважинной камерой 15 с верхним электрически регулируемым перепускным устройством 4 устанавливают НКТ 2 и присоединяют насос 1. Верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 - в положении «открыто».

После пакеровки и запуска насоса 1 начинают добычу флюида одновременно с пластов 10 и 11. При необходимости отключения из эксплуатации верхнего пласта 11 на устье создают давление в гидравлическом канале 8, под действием которого нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто».

Пластовый флюид из верхнего пласта 11 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и, соответственно, в нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и далее на прием насоса 1.

Насос 1 через верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 добывает флюид только из нижнего пласта 10 с прямым замером на устье дебита и обводненности.

Для отбора флюида только из верхнего пласта 11 дистанционно открывают нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и закрывают верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4.

Для дистанционного открытия нижнего гидравлически регулируемого перепускного устройства 4 на него воздействуют заданным гидравлическим давлением и переводят в положение «открыто», а при закрытии верхнего электрически регулируемого перепускного устройство 4 на него воздействуют заданным электрическим сигналом по электрическому кабелю 9 и переводят в положение «закрыто».

В этом случае пластовый флюид из верхнего пласта 11 поступает через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и, соответственно, в нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и далее на прием насоса 1.

Регулируемые перепускные устройства 4 регулируют поток скважинного флюида из верхнего пласта 11 раздельно от нижнего пласта 10 на прием насоса 1, разобщая и раздельно управляя потоками скважинного флюида.

С помощью регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида из пластов 10, 11 при их совместной эксплуатации, а также раздельный отбор флюида с пласта 10 или пласта 11 с прямым замером на устье их дебита и обводненности. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.

Пример №3 (фигура 5). В скважину 17 спускают скважинную насосную установку для разобщения трех пластов и управления потоками скважинного флюида с пакерами 3: верхним, средним и нижним, расположенными между пластами 11, 19 и 10, верхней вставкой 5, расположенной над насосом 1и нижней вставкой 5, расположенной под насосом 1, с КИП 12.

Верхняя вставка 5 с герметизирующими элементами 14 и разделительными элементами 6 в виде цангового захвата и с верхним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4 регулирует поток флюида с верхнего пласта 11 на прием насоса 1 разобщая и управляя потоком скважинного флюида с верхнего пласта 11.

Нижняя вставка 5 с герметизирующими элементами 14 и разделительными элементами 6 в виде фиксатора с регулируемыми перепускными устройствами 4 регулирует и разобщает потоки флюида из нижнего пласта 10 и среднего пласта 19 на прием насоса 1.

В скважину 17 вначале спускают НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, с КИП 12 и нижний пакер 3, затем на НКТ 2 с перепускными отверстиями 7 устанавливают КИП 12, средний пакер 3 и разъединитель 13. После чего фиксируют нижнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 с электрическим кабелем 9. Затем спускают нижнюю вставку 5 в виде участка НКТ до упора с нижним разделительным элементом 6 с последующей герметичной фиксацией 14 нижнего и верхнего разделительных элементов 6, затем устанавливают среднее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4. Далее присоединяют насос 1 с КИП 12 на электрическом кабеле 9.

Спускают оборудование в скважину 17 на НКТ 2 до заданной глубины, после этого присоединяют к НКТ 2 нижний разделительный элемент 6 с последующей герметичной фиксацией 14 и верхнее регулируемое перепускное устройство 4 с гидравлическим каналом 8 в положении «открыто». Далее спускают верхний пакер 3, над которым устанавливают НКТ 2 с перепускными отверстиями 7 и с КИП 12. После этого спускают верхнюю вставку 5 в НКТ 2 до фиксации в разделительном элементе 6 в виде цангового захвата и разбухающей манжеты и герметизируют сверху разделительным элементом 6.

Всю собранную скважинную насосную установку спускают до заданной глубины и пакеруют пакеры 3.

После запуска насоса 1 начинают добычу флюида одновременно с трех пластов 10, 19 и 11. При необходимости отключения из эксплуатации верхнего пласта 11 на устье создают давление в гидравлическом канале 8, который гидродинамически связан с верхним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4.

Под действием высокого давления или импульса давления переданному по высоконапорному гидравлическому каналу 8 верхнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто». Пластовый флюид из пласта 11 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и верхней вставкой 5 и, соответственно, в верхнее регулируемое перепускное устройство 4 и на прием насоса 1. Насос 1 добывает флюид только из двух пластов 10 и 19 с прямым замером на устье их суммарного дебита и обводненности.

При дистанционном закрытии верхнего и среднего регулируемых перепускных устройств 4 на них воздействуют заданным давлением для их переключения в положение «закрыто», а нижнее регулируемое перепускное устройство 4 - в положение «открыто», что позволяет осуществлять отбор флюида только из среднего пласта 19.

Под действием электрического сигнала, переданного по кабелю 9, нижнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто». Одновременно с этим по гидравлическому каналу 8 передается импульс давлений на верхнее и среднее регулируемые перепускные устройства 4, которые переводят в положение «открыто». Пластовый флюид из среднего пласта 19 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и нижней вставкой 5 и, соответственно, в нижнее регулируемое перепускное устройство 4 на прием насоса 1. Насос 1 добывает флюид только из двух пластов 10 и 11 через верхнее и среднее регулируемые перепускные устройства 4 с прямым замером на устье их дебита и обводненности. Контрольно - измерительными приборами 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.

С помощью регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида с пластов 10, 19 и 11 при их совместной эксплуатации, а также раздельный отбор флюида с пластов 10 или 19 или 11 с прямым замером на устье их дебита и обводненности.

Скважинная насосная установка позволяет осуществлять разобщение и управление потоками скважинного флюида нескольких объектов разработки с прямым замером на устье параметров скважинного флюида (нефти, газа и др.), в том числе, включающем замеры обводненности и газового фактора в режиме реального времени, осуществлять контроль параметров скважинного флюида в лифте при эксплуатации скважины в режиме реального времени, проводить на устье скважины прямые замеры дебита и обводненности.

Кроме этого осуществлять закачку рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов, а также осуществлять периодическое отсекание и изолирование пласта или интервалов негерметичности.

1. Скважинная насосная установка, включающая насос, НКТ, пакер или пакеры, одно или несколько регулируемых перепускных устройств, отличающаяся тем, что она 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.

2. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в кабельном исполнении с электропроводящим кабелем.

3. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в гидравлическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления.

4. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в гидравлическо-электрическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления и с электропроводящим кабелем.

5. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство выполнено автономным в виде заряженного на заданное давление сильфонного клапана.

6. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что вставка представляет собой участок НКТ или участок гибкой безмуфтовой трубки.

7. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой цанговый захват.

8. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой выступ или муфту.

9. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой фиксирующую муфту с резьбой или со штифтами.

10. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент дополнительно снабжен перепускным отверстием.

11. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой разбухающую манжету.

12. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена контрольно-измерительными приборами в автономном или кабельном исполнении.

13. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разъединителем колонны, расположенным над пакером.

14. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена посадочным элементом, в котором расположено регулируемое перепускное устройство.

15. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительным пакером, установленным на НКТ под регулируемым перепускным устройством.

16. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена герметизирующим элементом, установленным в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ и вставкой.

17. Скважинная насосная установка по п.16, отличающаяся тем, что герметизирующий элемент представляет собой графитовую смазку или резиновые кольца.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины. Сначала бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью. Пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм. Затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора. Осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно. При этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола. Обеспечивается снижение кольматации стволов скважины и увеличение ее производительности. 1 пр.
Наверх