Способ эксплуатации газовой скважины

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

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности к эксплуатации, так называемых, самозадавливающихся скважин, то есть скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]

Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, например:

- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;

- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;

- уменьшение диаметра лифтовой колонны;

- применение плунжерного лифта.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [патент РФ №345266 Е21В 43/00].

Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.

Задача создания изобретения заключается в обеспечении непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин с целью устранениях условий их само задавливания.

Техническим результатом заявляемого изобретения является оптимизация режима работы газовых скважин, позволяющая эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости.

Технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации газовой скважины, при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной, с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расход омерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расход омерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с формулой:

где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;

а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2 сутки/тыс.м3;

b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м3)2;

Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)2/тыс.м3;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Ру - давление на устье, МПа;

е - основание натурального логарифма;

s - безразмерный коэффициент пересчета

Реализация способа поясняется фиг., на которой схематично изображена газовая скважина, оснащенная оборудованием, исключающим условия самозададавливания, т.е. скопления жидкости на забое.

Скважина состоит из эксплуатационной колонны 1, основной лифтовой колонны 2, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 3, с образованием кольцевого пространства 4 между ними. Нижний торец центральной лифтовой колонны 3 размещен ниже торца основной лифтовой колонны 2. Скважина оборудована фонтанной арматурой 5, включающей, в частности, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединен с кольцевым пространством 4, на нем последовательно установлены струнная задвижка 8, регулирующее дроссельное устройство 9 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно установлены струнная задвижка 11, регулирующее дроссельное устройство 12 и расходомерное устройство 13. На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединены. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15.

Скважина снабжена автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. С помощью АУК 16 анализируют поступающие сигналы и сравнивают со значениями заданными алгоритмом и подают сигналы на АРКРГ 10, изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Способ реализуется следующим образом.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Отбор газа из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 осуществляют по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 и забоя 19 скважины по центральной лифтовой колонне 3 выносится жидкость.

В случае снижения этой скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой 19. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 3 и кольцевом пространстве 4 используется целая система контроля и регулирования. С помощью расходомерных устройств 13 и 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки 6 и на общем трубопроводе устьевой обвязки 14, осуществляют замер расходов газа и передают эту информацию в виде электрических сигналов на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, идентифицируется в соответствии с заданным алгоритмом, соответствующий сигнал подается на АРКРГ 10 для изменения проходного сечения.

При уменьшении проходного сечения АРКРГ 10, скорость движения газа по кольцевому пространству 4 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 3 возрастает, что позволяет выносить вместе с газом жидкость с забоя 19.

При восстановлении выноса жидкости из АУК 16 подается электрический сигнал на АРКРГ 10, что позволяет вновь увеличить проходное сечение АРКРГ 10 до установления оптимального режима работы скважины.

Алгоритм, по которому АУК управляет работой скважины, рассчитывается в соответствии с формулой определения рабочего дебита.

Управление автоматизации суммарного дебита скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины определяют в соответствии с формулой:

где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;

а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2 сутки/тыс.м3;

b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м3)2;

Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)2/тыс.м3;

Рпл - пластовое давление, МПа;

Ру - давление на устье, МПа;

е - основание натурального логарифма;

s - безразмерный коэффициент пересчета

При выполнении такой команды с АУК 16 на АРКРГ 10 отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя 19 скважины, а дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита.

Удаляемая из скважины жидкость вместе с газом поступает в газосборный коллектор, отбивается в газовом сепараторе на установке комплексной подготовке газа (УКПГ) и удаляется из технологической системы добычи.

Примеры реализации изобретения.

Пример №1 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 89 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 3 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 80×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16 На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 850 м до 1200 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (50 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 130 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;

Θ=0,381498 (МПа·сутки)2/тыс.м3.

Пример №2 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 114 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 60 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 1 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-100/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 80×21 и АРКРГ 10 марки РК-80×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 60×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 60×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 1100 м до 1250 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (22 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 60 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;

Θ=0,650198 (МПа·сутки)2/тыс.м3.

Пример №3 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168/127 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 73 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и АРКРГ 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 100×21 и расход омерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расход омерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».

Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 950 м до 1100 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (32 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 70 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:

а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3

b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;

Θ=0,52609 (МПа·сутки)2/тыс.м3.

Способ эксплуатации газовой скважины, при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с формулой
q = a 2 + 4 ( b + Θ ) ( Р п л 2 Р у 2 e 2 s ) a 2 ( b + Θ )
где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;
а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2·сут/тыс.м3;
b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сут/тыс.м3)2;
Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сут)2/тыс.м3;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Ру - давление на устье, МПа;
е - основание натурального логарифма;
s - безразмерный коэффициент пересчета.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть применено для перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины. Способ включает спуск и подвеску центральной лифтовой колонны, установку верхней части фонтанной арматуры, переоборудование устьевой обвязки путем установки в ее составе управляющего комплекса контроля и управления работой скважины, проведение газодинамических исследований, пуск скважины в шлейф по двум лифтовым колоннам через управляющий комплекс контроля и управления работой скважины. В основную лифтовую колонну скважины на ее начало и конец герметично устанавливают соответственно верхний и нижний наконечники, к верхнему и нижнему наконечникам герметично присоединяют соответственно пробку и управляемый клапан, находящийся в закрытом состоянии. Затем центральную лифтовую колонну монтируют в спускоподъемное устройство, перекрывают коренную задвижку, на коренную задвижку устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны, на который устанавливают надкоренную задвижку, к ней присоединяют превентор, на превентор устанавливают двухкамерный герметизатор, к верхнему торцу герметизатора присоединяют инжектор, а в непосредственной близости от скважины устанавливают спускоподъемное устройство. После этого пропускают центральную лифтовую колонну концом через инжектор, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны, которую пропускают через двухкамерный герметизатор, подают давление в его закрывающие гидравлические полости, тем самым сжимают уплотнительные манжеты верхней и нижней камеры двухкамерного герметизатора и герметизируют центральную лифтовую колонну. Затем ее опускают до уровня коренной задвижки, открывают коренную задвижку, производят спуск центральной лифтовой колонны до положения, когда верхний наконечник с пробкой окажется на уровне верхнего торца инжектора, присоединяют к пробке технологическую штангу, подают давление в открывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительную манжету верхней камеры двухкамерного герметизатора, опускают центральную лифтовую колонну до того положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты верхней камеры двухкамерного герметизатора. Подают давление в закрывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу. Подают давление в открывающую гидравлическую полость нижней камеры двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительную манжету нижней камеры двухкамерного герметизатора, после чего центральную лифтовую колонну опускают до положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты нижней камеры двухкамерного герметизатора, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость нижней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу, затем пропускают центральную лифтовую колонну через превентор и надкоренную задвижку до совпадения посадочной поверхности верхнего наконечника и посадочной поверхности радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны, фиксируют верхний наконечник центральной лифтовой колонны в радиальном трубодержателе центральной лифтовой колонны с помощью радиальных крепежных элементов, затем извлекают из верхнего наконечника пробку при помощи технологической штанги, поднимают пробку с технологической штангой выше уровня надкоренной задвижки, закрывают надкоренную задвижку, подают давление в открывающие гидравлические полости двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительные манжеты верхней и нижней камер двухкамерного герметизатора. После этого извлекают наружу технологическую штангу с пробкой, демонтируют противовыбросное оборудование, демонтируют комплект спускоподъемного оборудования, на надкоренную задвижку монтируют верхнюю часть фонтанной арматуры, открывают надкоренную задвижку, оказывают внешнее воздействие на управляемый клапан, переводя его в открытое состояние, в результате чего соединяют объемы основной и центральной лифтовых колонн. Также заявлено устройство для осуществления способа. Технический результат заключается в снижении трудоемкости, стоимости и времени работ. 2 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, при этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. Устройство снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан. Стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины. Устройство содержит электропогружной насос с силовым кабелем, колонну труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным в скважине выше приемного модуля насоса, оснащенную перепускной системой, состоящей из двух муфт перекрестного течения, расположенных выше и ниже пакера, и трубопровода между муфтами перекрестного течения, выполненными с эксцентричными каналами, сообщающими полости колонны труб с выходом насоса, а также с центральным и радиальными каналами, образующими с трубопроводом гидравлический канал, сообщающий или разобщающий полости скважины над и под пакером через регуляционный клапан, установленный в посадочном гнезде центрального канала верхней муфты перекрестного течения со сквозным осевым отверстием. Перепускная система оснащена электроприводом возвратно-поступательного перемещения регуляционного клапана, спускаемым в колонну труб с помощью геофизического кабеля. Регуляционный клапан по первому варианту снабжен регулировочным винтом, кинематической резьбой взаимодействующим с ходовой гайкой, установленной в центральном канале верхней муфты перекрестного течения, и вращаемым электроприводом посредством сцепной втулочно-раздвижной муфты при сопряжении муфты и корпуса электропривода зубчатыми кулачками на их торцовых поверхностях. Регуляционный клапан по второму варианту выполнен с ходовой гайкой с выступами, установленной в пазах стенки центрального канала верхней муфты перекрестного течения с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно посадочного гнезда и взаимодействующей с кинематической резьбой регулировочного винта, установленного в упорном подшипнике со стороны торца муфты. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

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

Наверх