Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной


 


Владельцы патента RU 2513896:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

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 горному делу, в частности к добыче нефти, и может использоваться при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, содержащая верхний насос, состоящий из верхнего цилиндра с боковыми всасывающим и нагнетательным клапанами и полого плунжера, причем нагнетательный боковой клапан сообщен обводным каналом с полостью лифтовых труб, и нижний насос, состоящий из нижнего цилиндра с всасывающим клапаном и нижнего плунжера, оснащен снизу нагнетательным клапаном и сообщен с полыми штангами через верхний полый плунжер. Нижний цилиндр выше всасывающего клапана снабжен полым удлинителем, имеющим внутренний диаметр больше, чем у нижнего цилиндра, а плунжер нижнего насоса - отверстием в боковой стенке, выполненным с возможностью сообщения при регулировке хода полого плунжера насоса с полостью удлинителя. Верхний цилиндр в верхней части выполнен с отверстием, через которое его полость сообщена каналом с полостью лифтовых труб (Патент RU №2386794 С1 на изобретение «Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной». - МПК: Е21В 43/12, F04B 47/00. - 20.04.2010). Основным недостатком известной установки является отсутствие возможности регулирования депрессий верхнего пласта скважины.

Наиболее близким аналогом является известная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер гидравлического, или механического, или электрического действия, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, и снабжен, по меньшей мере, одним регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, расположенным на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенным с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем. Насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше и/или ниже насоса с хвостовиком, электрический погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер. Регулирующее запорно-перепускное устройство содержит сильфон, поршень, задвижку, штуцер. В качестве регулирующего запорно-перепускного устройства также используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером. Хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом. Установка дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, установленные на входе в насос разъединительным устройством и/или муфтой со срезными элементами, центратором, расположенным на штоке разъединителя или на колонне труб (Патент RU №95741 U1 на полезную модель «Насосная установка Гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты)». - МПК: Е21В 43/00. - 10.07.2010). Данное техническое решение принято за прототип.

Основным недостатком известной установки, принятой за прототип, является отсутствие возможности регулирования дебита скважины при возникновении депрессий верхнего пласта.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является способность регулирования дебита при возникновении депрессий верхнего пласта, связанных с увеличением давления в нижнем пласте скважины.

Техническим результатом от использования указанного изобретения является исключение влияния депрессии верхнего пласта на возможность регулируемого отбора флюида в зависимости от перепада давлений в пластах.

Указанный технический результат достигается тем, что, в установке одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, размещенных в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, силовой погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер, и регулировочное запорно-перепускное устройство, согласно предложенному техническому решению.

упомянутое регулировочное запорно-перепускное устройство выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в упомянутом пакере и ограниченном муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины, верхней муфтой корпус устройства сопряжен с упомянутой колонной насосно-компрессорных труб на уровне, по крайней мере, выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве выше пакера, а нижней муфтой корпус соединен с упомянутым глубинным электроприводным насосом посредством трубчатого переходника, при этом 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 переходника в колонну насосно-компрессорных труб через продольные каналы муфт, а в ниппеле установлена запорная игла с электроприводом, сообщающим запорной игле возвратно-поступательное движение, взаимодействующая с перепускным седлом, выполненным в полости ниппеля, с возможностью регулирования потока флюида из верхнего пласта через радиальные каналы муфт и полость ниппеля в межтрубное пространство ниже пакера, для чего в ниппеле выполнены окна, сообщающиеся с радиальными каналами верхней муфты, при этом электропривод запорной иглы соединен с системой управления регулировочным запорно-перепускным устройством, задающей запорной игле возвратно-поступательные перемещения, геофизическим кабелем, проходящим через колонну насосно-компрессорных труб и геофизический лубрикатор, установленный на фонтанной арматуре;

ниппель установлен в муфтах с возможностью демонтажа и установки электроприводной запорной иглы через колонну насосно-компрессорных труб с помощью геофизического лубрикатора, при этом снаружи ниппеля на уровне окон выполнена проточка, способствующая сообщению окон ниппеля с радиальными каналами верхней муфты, а на ниппеле установлены две пары манжет на уровне поверхностей муфт, сопрягаемых с ниппелем;

перепускное седло выполнено на уровне нижних кромок окон ниппеля;

диаметр ниппеля, по меньшей мере, на высоте гнезда нижней муфты, меньше диаметра его на длине отверстия в верхней муфте;

установка снабжена розеткой контактной пары кабельного разъема геофизического кабеля для подключения станции управления регулировочным запорно-перепускным устройством, установленной, например, на геофизическом лубрикаторе;

станция управления регулировочным запорно-перепускным устройством снабжена интерфейсом беспроводной передачи данных и управляющих команд с компьютера потребителя через спутниковую систему связи GPRS.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

На представленном чертеже (фиг.1) схематично показан общий вид предложенной установки одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.

Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, размещенных в обсадной трубе 2 скважины, образующие межтрубное пространство 3, пакер 4, глубинный электроприводной насос 5, силовой погружной кабель 6, проходящий через пакер 4, питающий от станции электропитания 7 погружной электропривод 8 глубинного насоса 5, и регулировочное запорно-перепускное устройство 9. Последнее выполнено в цилиндрическом корпусе 10, установленном в пакере 4 и ограниченном со стороны торцов муфтами 11 и 12 перекрестного течения флюидов из пластов I и II скважины. Верхней муфтой 11 корпус 10 сопряжен с НКТ 1 на уровне, по крайней мере, выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве 3 выше пакера 4, а нижней муфтой 12 корпус 10 соединен с глубинным электроприводным насосом 5 посредством трубчатого переходника 13. В верхней муфте 11 выполнено отверстие 14, в котором установлен ниппель 15 с упором в торец гнезда (условно не показано), выполненного в нижней муфте 12, образующие с корпусом 10 канал 16 прохода флюида из полости переходника 13 в НКТ 1 через продольные каналы 17 и 18 муфт 11 и 12, соответственно. На ниппеле 15 установлены две пары манжет (условно не показаны) на уровне поверхностей муфт 11 и 12, сопрягаемых с ниппелем 15, в последнем выполнены окна 19, сообщающиеся с радиальными каналами 20 верхней муфты 11. Диаметр ниппеля 15, по меньшей мере, на высоте сопрягаемого гнезда нижней муфты 12 меньше диаметра его на длине сопрягаемого отверстия 14 верхней муфты 11. В полости ниппеля 15 расположена запорная игла 21 с электроприводом 22, сообщающим запорной игле 21 возвратно-поступательное движение, взаимодействующая с перепускным седлом 23, выполненным в полости ниппеля 15 на уровне нижних кромок окон 19, регулирующие поток флюида из верхнего пласта I через радиальные каналы 20 и 24 муфт 11 и 12, соответственно, и полость ниппеля 15 в межтрубное пространство 3 ниже пакера 4. Электропривод 22 запорной иглы 21 соединен с системой управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 с помощью геофизического кабеля 26, задающего запорной игле 19 возвратно-поступательное перемещение, проходящим через НКТ 1 и геофизический лубрикатор 27, установленный на фонтанной арматуре 28. Ниппель 15 установлен в верхней 11 и нижней 12 муфтах с возможностью демонтажа и установки его с запорной иглой 21 и электроприводом 22 через НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27, для чего на ниппеле 15 на уровне окон 19 выполнена проточка (условно не показана), сообщающая окна 19 в ниппеле 15 с радиальными каналами 20 верхней муфты 11. Установка снабжена розеткой 29 контактной пары кабельного разъема геофизического кабеля 26 для подключения станции управления 25, установленной на геофизическом лубрикаторе 27. Станция управления 25 снабжена интерфейсом беспроводной передачи данных и управляющих команд с компьютера потребителя 30 через спутниковую систему связи GPRS.

Предложенная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины работает следующим образом.

В обсадную трубу 2 скважины на НКТ 1 спускают на заданную глубину электроприводной насос 5 с силовым погружным кабелем 6 от станции электропитания 7 погружного электропривода 8 глубинного насоса 5 и регулировочное запорно-перепускное устройство 9, соединенные посредством трубчатого переходника 13, и закрепляют в обсадной трубе 2 с помощью пакера 4, установленного между пластами I и II скважины. После этого по НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27 на геофизическом кабеле 26 в цилиндрический корпус 10 регулировочного запорно-перепускного устройства 9 спускают ниппель 15 с запорной иглой 21 и электроприводом 22 и герметично с помощью двух пар манжет устанавливают в отверстие 14 верхней муфты 11 перекрестного течения с упором в торец гнезда нижней муфты 12 перекрестного течения таким образом, чтобы между радиальными каналами 20 верхней муфты 11 и окнами 19 было сообщение через проточку на ниппеле 15. При этом геофизический кабель 26 соединен с розеткой 29 кабельного разъема, установленным на геофизическом лубрикаторе 27. Гидравлически регулировочное запорно-перепускное устройство 9, установленное цилиндрическим корпусом 10 в пакере 4, регулирует сообщение или разобщение межтрубного пространства 3 ниже пакера 4 с надпакерным межтрубным пространством 3 - выше пакера 4 путем сообщения электроприводу 22 со станции управления 25 возвратно-поступательных перемещений запорной игле 21 относительно перепускного седла 23. Запорная игла 21 с перепускным седлом 23 в полости ниппеля 15 находятся в закрытом положении, перекрывающем проход флюида из нижнего пласта II через регулировочное запорно-перепускное устройство 9 в надпакерное межтрубное пространство 3 - выше пакера 4, исключая тем самым возможную депрессию верхнего пласта I при больших перепадах давления нижнего пласта II над верхним пластом I при введении в работу электроприводного насоса 5. К розетке 29 кабельного разъема геофизического кабеля 26, установленной на геофизическом лубрикаторе 27, подключают станцию управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9.

Далее на станции электропитания 7 через силовой кабель 6 включают в работу погружной электропривод 8, который приводит в действие глубинный электроприводной насос 5, последний начинает отбор флюида из нижнего пласта II, который поступает через трубчатый переходник 13, продольные каналы 18 нижней муфты 12, канал 16 между цилиндрическим корпусом 10 и ниппелем 15, продольные каналы 17 верхней муфты 11 по НКТ 1 через фонтанную арматуру 28 на поверхность скважины. Данный режим работы установки применяют в случаях превышения давления нижнего пласта II над давлением верхнего пласта I в скважине, исключающий депрессию верхнего пласта. Если же давление нижнего пласта II меньше давления верхнего пласта I, то со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 по геофизическому кабелю 26, запорной игле 21 посредством электропривода 22 сообщают движение на открытие перепускного седла 23 в полости ниппеля 15, через которое флюид из верхнего пласта I поступает через межтрубное пространство 3 выше пакера 4, радиальные каналы 20 верхней муфты 11, проточку, окна 19 и перепускное седло 23, минуя запорную иглу 21 ниппеля 15, непосредственно в полость ниппеля 15 ниже перепускного седла 23. Из полости ниппеля 15 флюид через радиальные каналы 24 нижней муфты 12 поступает в межтрубное пространство 3 ниже пакера 4, из которого забирается насосом 5 и подается через трубчатый переходник 13, продольные каналы 18 нижней муфты 12, канал 16 между цилиндрическим корпусом 10 и ниппелем 15, продольные каналы 17 верхней муфты 11 по НКТ 1 через фонтанную арматуру 28 на поверхность скважины.

В случае необходимости отбора флюида только из нижнего пласта II со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 электроприводом 22 перекрывают перепускное седло 23 запорной иглой 21 в ниппеле 15, тем самым прекращают приток флюида из верхнего пласта I к насосу 5. В зависимости от изменения давления в нижнем пласте II производят периодическое открытие или закрытие полностью или частично перепускного седла 23 запорной иглой 21 ниппеля 15 путем сообщения электроприводу 22 управляющих команд на возвратно-поступательные перемещения запорной иглы 21 со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 по геофизическому кабелю 26 через розетку 29 на геофизическом лубрикаторе 27. Таким образом исключается обводнение скважины при больших депрессиях верхнего пласта I.

При необходимости демонтажа ниппеля 15 в случае ремонта или смены электроприводной запорной иглы 21 с перепускным седлом 23 ниппель 15 с манжетами удаляют из муфт 11 и 12 через колонну НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27 на поверхность скважины и устанавливают обратно.

Управление регулировочным запорно-перепускным устройством 9 возможно с использованием интерфейса передачи данных и управляющих команд станции управления 25 от компьютера 30 через спутниковую систему связи GPRS.

Предлагаемая установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной обеспечивает оптимизацию работы скважины путем повышения эффективности регулирования одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной за счет дистанционного управления регулировочным запорно-перепускным устройством, а также учет всех геолого-промысловых требований по эксплуатации скважины в режиме реального времени.

1. Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, размещенных в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, силовой погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер, и регулировочное запорно-перепускное устройство, отличающаяся тем, что упомянутое регулировочное запорно-перепускное устройство выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в упомянутом пакере и ограниченном муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины, верхней муфтой корпус устройства сопряжен с упомянутой колонной насосно-компрессорных труб на уровне, по крайней мере, выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве выше пакера, а нижней муфтой корпус соединен с упомянутым глубинным электроприводным насосом посредством трубчатого переходника, при этом 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 переходника в колонну насосно-компрессорных труб через продольные каналы муфт, а в ниппеле установлена запорная игла с электроприводом, сообщающим запорной игле возвратно-поступательное движение, взаимодействующая с перепускным седлом, выполненным в полости ниппеля, с возможностью регулирования потока флюида из верхнего пласта через радиальные каналы муфт и полость ниппеля в межтрубное пространство ниже пакера, для чего в ниппеле выполнены окна, сообщающиеся с радиальными каналами верхней муфты, при этом электропривод запорной иглы соединен с системой управления регулировочным запорно-перепускным устройством, задающей запорной игле возвратно-поступательные перемещения, геофизическим кабелем, проходящим через колонну насосно-компрессорных труб и геофизический лубрикатор, установленный на фонтанной арматуре.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что ниппель установлен в муфтах с возможностью демонтажа и установки электроприводной запорной иглы через колонну насосно-компрессорных труб с помощью геофизического лубрикатора, при этом снаружи ниппеля на уровне окон выполнена проточка, способствующая сообщению окон ниппеля с радиальными каналами верхней муфты, а на ниппеле установлены две пары манжет на уровне поверхностей муфт, сопрягаемых с ниппелем.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускное седло выполнено на уровне нижних кромок окон ниппеля.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что диаметр ниппеля, по меньшей мере, на высоте гнезда нижней муфты, меньше диаметра его на длине отверстия в верхней муфте.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что снабжена розеткой контактной пары кабельного разъема геофизического кабеля для подключения станции управления регулировочным запорно-перепускным устройством, установленной, например, на геофизическом лубрикаторе.

6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что станция управления регулировочным запорно-перепускным устройством снабжена интерфейсом беспроводной передачи данных и управляющих команд с компьютера потребителя через спутниковую систему связи GPRS.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к рабочим кабелям для размещения в углеводородных скважинах. Техническим результатом является обеспечение возможности использования кабеля в сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к исследованию скважин и может быть использовано для непрерывного контроля параметров в скважине. Техническим результатом является упрощение конструкции системы наблюдения за параметрами в скважине.

Изобретение относится к системам передачи высокочастотных данных и/или мощности, подходящих для скважинного использования, и включает соединительные муфты для сигналов/мощности, участки линии передачи и повторители сигнала.

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).

Изобретение относится к бурению скважины и может быть использовано для контроля забойных параметров и каротаже в процессе бурения. Техническим результатом является повышение качества исследования скважины за счет увеличения надежности передачи информации от забоя на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи.

Изобретение относится к бурильной колонне. Бурильная колонна содержит два элемента, которые соединены друг с другом разъемно и жестко в отношении поворота.

Изобретение относится к области электромагнитной геофизической разведки и может быть использовано для проведения электромагнитного каротажа скважин. Сущность: устройство содержит корпус (1), выполненный в виде цельнометаллического цилиндра.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями.

Изобретение относится к области бурения и может быть использовано для питания навигационных и геофизических устройств, применяемых в процессе бурения. Технической задачей изобретения является повышение надежности устройства питания забойной телеметрической системы и упрощение его конструкции.

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.

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.

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).

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.

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.

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 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.
Наверх