Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации



Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации

 


Владельцы патента RU 2515630:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину.

Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, верхний штанговый и нижний электропогружной насосы для откачки продукции соответствующих пластов. Верхний и нижний насосы заключены соответственно в верхний кожух, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб и снабженный боковым каналом, и нижний кожух с узлом герметизации кабеля, сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, а прием штангового насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством. Верхний кожух снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой, сообщенной снизу с боковым каналом, который оснащен обратным защитным клапаном. Штанговый насос выполнен вставным с нижним манжетным якорем, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке с обеспечением сообщения входа штангового насоса с этой втулкой. Вход бокового канала выполнен наклоненным вниз под углом 15-60° к оси верхнего кожуха (патент РФ №76969, опубл. 10.10.2008 г.).

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты), по одному варианту установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом. Согласно изобретению при допустимости смешения продукции пластов она снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса. Кроме того, установка имеет канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и канал для приема и перекачки продукции штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. При этом обеспечена возможность поступления продукции нижнего пласта через этот хвостовик, кожух и канал с обратным клапаном в колонну лифтовых труб. По другому варианту при недопустимости смешения продукции пластов, штанги верхнего насоса выполнены полыми (патент РФ №2339798, опубл. 27.11.2008 г.).

Известна скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, перепускное устройство, верхний, заключенный в кожух, - плунжерный с колонной штанг и нижний, сообщенный с подпакерным пространством, - электропогружной с электродвигателем, насосы для откачки продукции соответствующих пластов, узел герметизации кабеля. Выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством. Патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, снабжен дополнительным обратным клапаном. Плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха. Давление посадки пакера ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана (патент РФ №2405925, опубл. 10.12.2010 г.).

Известна установка, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным. Согласно изобретению нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик. Хвостовик выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом. Этот кожух сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом. При этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса. Прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2291953, опубл. 20.01.2007 г.).

Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, два насоса, нижний из которых является электропогружным, а верхний заключен в кожух. Пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство (патент РФ №2427705, опубл. 27.08.2011 г.).

Недостатком известных установок является отсутствие возможности эксплуатации верхнего пласта электропогружным насосом, а нижнего пласта плунжерным насосом в случае, если верхний пласт высокопродуктивный, а нижний пласт низкопродуктивный.

Известно оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов через одну скважину, в которой нижний пласт низкопродуктивный, а верхний пласт имеет продуктивность более высокую. Нижний пласт эксплуатируется штанговым насосом, а верхний - электроцентробежным насосом. Для разобщения пластов в стволе скважины оборудование содержит пакер с оголовком, с которым герметично связан всасывающий трубопровод насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы. Жидкость из нижнего пласта по стволу пакера и его оголовок через байпасную трубку поступает в хвостовик штангового насоса. Электроцентробежный насос находится ниже штангового насоса, в потоке жидкости, поступающей из верхнего пласта и охлаждающей его двигатель (патент РФ №109792, опубл. 27.10.2011 г.).

Недостатком известной установки является трудоемкость выполнения байпасной линии вдоль УЭЦН и невозможность применения серийных УЭЦН в 146-й эксплуатационной колонне.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, выбранная в качестве прототипа, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг или колонну полых штанг, основной пакер, хвостовик с основным каналом, вход которого сообщен с подпакерным пространством, и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным. Вход плунжерного насоса сообщен с надпакерным пространством. Электропогружной насос оснащен электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим только электродвигатель и снабженным узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса. Кожух соединен с хвостовиком. Для раздельного подъема продукции пластов выход электропогружного насоса сообщен с колонной лифтовых труб, а плунжерного - с полыми штангами. Выше верхнего пласта установлен дополнительный пакер. Хвостовик снабжен дополнительным каналом, сообщающим вход электропогружного насоса с межпакерным пространством, а выход основного канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2405923, опубл. 10.12.2010 г.).

Недостатком известной установки является возникновение сжимающей нагрузки на УЭЦН при эксплуатации, а также отсутствие возможности предотвращения кольматации призабойной зоны при проведении текущего ремонта скважины или промывке глубинно-насосного оборудования и риск возникновения поглощения жидкости одного пласта другим пластом.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины, ведение раздельного учета жидкости, использование для эксплуатации вставного или трубного штангового глубинного насоса или винтового насоса. Также обеспечение наиболее полной выработки запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключение влияния жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достижение эффекта гидрофобизации. Кроме того, извлечение насосов для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования.

Технический результат достигается тем, что:

- в установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения, причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов;

- выше верхнего пакера установлена муфта перекрестного сечения или перфорированная труба, в которой размещен переводник;

- насос, установленный внутри комплекта байпасной линии, может быть выполнен винтовым;

- установка оснащена верхним и нижним якорями, расположенными соответственно над и под комплектом байпасной линии;

- соединяют нижние перепускные клапаны, нижний пакер, узел безопасности, прикрепляют телескопическое соединение без полого подвижного штока к колонне труб, затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны, далее в телескопическое соединение спускают полый подвижный шток, в который вкручивают трубы меньшего диаметра, при этом 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;

- установку электропогружного насоса помещают в кожух;

- низ колонны труб выполняют с заглушкой;

- комплект байпасной линии, состоящий из верхнего и нижнего блоков, между которыми установлены две параллельные линии оборудования, одна из которых включает в себя последовательно соединенные между собой переводник, кожух штангового насоса, фильтр, переходник, на который установлен конус, входящий в соответствующую выточку нижнего блока, другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток и трубу, при этом к верхней части верхнего блока и к нижней части нижнего блока прикреплены соответственно верхний и нижний патрубки, а на наружной поверхности верхнего и нижнего блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы для укладки кабеля;

- к верхнему патрубку присоединена муфта;

- подвижное соединение полированного штока с верхним блоком уплотнено манжетами и кольцами, поджатыми снизу крышкой, зафиксированной болтами.

Наличие комплекта байпасной линии позволяет совместить в установке подземного скважинного оборудования установку электроцентробежного и штангового насосов с целью одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов, при этом повышается эффективность насосной эксплуатации скважины, а также достигается раздельный учет жидкости, добываемой из двух пластов.

Конструкция комплекта байпасной линии позволяет разместить в нем вставной или трубный штанговый насос или винтовой насос, производить фильтрацию жидкости, поступающей на прием насоса.

Наличие узла безопасности дает возможность освобождения пакера при осложнениях, связанных с присыпкой его головы, а также повышает безопасность проведения ремонтных и аварийных работ.

Наличие установленной выше верхнего пакера муфты перекрестного сечения или перфорированной трубы, внутри которой размещен переводник, позволяет производить перепуск жидкости из труб меньшего диаметра в затрубное кольцевое пространство.

Схема двухпакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины приведена на фиг.1. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная штанговым глубинным насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.2. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная винтовым насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.3. Комплект байпасной линии представлен на фиг.4. Разрез А-А комплекта байпасной линии приведен на фиг.5.

Двухпакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.1) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний перепускной клапан 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом) 5, нижний перепускной клапан 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом) 5, нижний пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, узел безопасности 9, телескопическое соединение 10. Над телескопическим соединением 10 установлены верхний перепускной клапан 11, располагаемый под отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний перепускной клапан 12, располагаемый над отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний пакер 13. Между нижним 7 и верхним 13 пакерами имеются трубы меньшего диаметра 14, пропущенные внутри центрального канала верхних перепускных клапанов 11, 12. Нижний конец труб меньшего диаметра 14 присоединен к полому подвижному штоку 15 телескопического соединения 10, а верхний конец соединен с муфтой перекрестного сечения 16. Вместо муфты перекрестного сечения 16 можно использовать перфорированную трубу, с установленным внутри нее переводником (на фиг.1 не показаны). Муфта перекрестного сечения 16 и перфорированная труба с переводником (на фиг.1 не показаны) предназначены для перепуска жидкости из труб меньшего диаметра 14 в затрубное кольцевое пространство 17.

Над верхним пакером 13 расположен разъединитель колонны 18, состоящий из оставляемой и извлекаемой частей (на фиг.1 не показаны), служащий для спуска и установки пакерно-клапанного оборудования на колонне труб, а также для соединения верхнего пакера 13 с установкой электропогружного насоса 19, помещенной в защитный кожух 20. Над установкой электропогружного насоса 19 расположен комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 с колонной штанг 23.

Однопакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.2, фиг.3) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 в следующей последовательности: установка электропогружного насоса 19, расположенная над нижним продуктивным пластом 5, пакер с кабельным вводом 24, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, и комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 (фиг.2) с колонной штанг 23. В однопакерной установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 также вместо штангового глубинного насоса 22 может применяться винтовой насос 25 (фиг.3). Для фиксации колонны труб 2 установка оснащена верхним и нижним якорями 26, 27 (фиг.3), расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. При этом якоря 26, 27 могут быть выполнены с пазами для укладки кабеля (на фиг.3 не показаны). Помимо этого однопакерная установка может быть оборудована обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19.

Комплект байпасной линии (фиг.4) содержит верхний 29 и нижний 30 блоки, между которыми установлены две параллельные линии оборудования. Одна из линий включает в себя последовательно соединенные между собой переводник 31, кожух штангового насоса 32, фильтр 33, переходник 34, на который установлен конус 35, входящий в соответствующую выточку нижнего блока 30. Другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток 36 и трубу 37. Подвижное соединение полированного штока 36 с верхним блоком 29 уплотнено манжетами и кольцами 38, поджатыми снизу крышкой 39 (фиг.5), зафиксированной болтами 40. К верхней части верхнего блока 29 (фиг.4) и к нижней части нижнего блока 30 прикреплены соответственно верхний 41 и нижний 42 патрубки. К верхнему патрубку 41 присоединена муфта 43. На наружной поверхности верхнего 29 и нижнего 30 блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы 44 (фиг.5) для укладки кабеля 45. Кабель питания 45 (фиг.5) погружного электродвигателя проходит через пазы 44 верхнего 29 и нижнего 30 блоков, которые при сборке установки расположены ближе всего к линии кабеля.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.

Оборудование двухпакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.1. Всю сборку рассчитывают таким образом, чтобы нижний продуктивный пласт 5 находился между перепускным клапаном 4 и перепускным клапаном 6, а верхний продуктивный пласт 8 - между перепускным клапаном 11 и перепускным клапаном 12. Соединяют нижние перепускные клапаны 4, 6, нижний пакер 7, устанавливают узел безопасности 9, прикрепляют телескопическое соединение 10 к колонне труб 2 без его полого подвижного штока 15. Затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны 11, 12.

Далее в телескопическое соединение 10 спускают подвижный шток 15, в который вкручивают трубы меньшего диаметра 14. При этом осуществляют подгонку труб известным способом и соединяют колонну труб меньшего диаметра 14 с муфтой перекрестного сечения 16 или с переводником, установленным в перфорированной трубе (на фиг.1 не показаны). При колебаниях колонны труб меньшего диаметра 14 в колонне труб 2 полый подвижный шток 15 перемещается относительно корпуса телескопического соединения 10 и компенсирует осевые перемещения колонн относительно друг друга, при этом не нарушается гидравлическая изоляция продуктивных пластов 5, 8. Затем присоединяют верхний пакер 13 и монтируют разъединитель колонны 18. Далее производится спуск собранной установки на колонне труб 2 до заданного интервала и перевод пакеров 7, 13 в рабочее положение. После осуществляют отсоединение в разъединителе колонны 18 и подъем колонны труб 2.

Затем в скважину на колонне труб 2 спускают извлекаемую часть (на фиг.1 не показана) разъединителя колонны 18, установку электропогружного насоса 19, расположенную внутри кожуха 20, и комплект байпасной линии 21. Состыковывают извлекаемую и оставляемую части разъединителя колонны 18. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.1 не показан) штангового насоса. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая через нижние перепускные клапаны 4, 6 в трубы меньшего диаметра 14, перетекает в пространство 17 над верхним пакером 13, после чего через фильтр 28 поступает на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8, поступая через верхние перепускные клапаны 11, 12 в колонну труб 2, затем в кожух 20 электропогружного насоса 19 и байпасную систему 21, поднимается на поверхность.

Оборудование однопакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.2. Соединяют установку электропогружного насоса 19, пакер с кабельным вводом 24, комплект байпасной линии 21. При необходимости установку оснащают обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19. Переводят пакер с кабельным вводом 24 в рабочее положение. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.2 не показан) штангового насоса. При необходимости установку оборудуют верхним 26 и нижним 27 якорями, расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая на прием электропогружного насоса 19, перетекает по колонне труб 2 в полированный шток 36 и трубу 37 комплекта байпасной линии 21 и поднимается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8 поступает через фильтр 33 на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность.

Заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность эксплуатации скважины, вести раздельный учет жидкости, использовать для эксплуатации вставной или трубный штанговый глубинный насос или винтовой насос, также обеспечить наиболее полную выработку запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключить влияние жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достичь эффекта гидрофобизации, кроме того, извлечь насосы для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования.

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну труб, колонну штанг, один или два пакера, перепускные клапана, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, которая также оснащена комплектом байпасной линии, расположенным выше установки электропогружного насоса, причем штанговый насос установлен внутри комплекта байпасной линии, отличающаяся тем, что над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения, причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что выше верхнего пакера установлена муфта перекрестного сечения или перфорированная труба, в которой размещен переводник.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что насос, установленный внутри комплекта байпасной линии, выполнен винтовым.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что оснащена верхним и нижним якорями, расположенными соответственно над и под комплектом байпасной линии.

5. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами, включающий 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, отличающийся тем, что 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, при этом 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.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что установку электропогружного насоса помещают в кожух.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что низ колонны труб выполняют с заглушкой.

8. Комплект байпасной линии, состоящий из верхнего и нижнего блоков, между которыми установлены две параллельные линии оборудования, одна из которых включает в себя последовательно соединенные между собой переводник, кожух штангового насоса, фильтр, переходник, на который установлен конус, входящий в соответствующую выточку нижнего блока, другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток и трубу, при этом к верхней части верхнего блока и к нижней части нижнего блока прикреплены соответственно верхний и нижний патрубки, а на наружной поверхности верхнего и нижнего блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы для укладки кабеля.

9. Комплект байпасной линии по п.8, отличающийся тем, что к верхнему патрубку присоединена муфта.

10. Комплект байпасной линии по п.8, отличающийся тем, что подвижное соединение полированного штока с верхним блоком уплотнено манжетами и кольцами, поджатыми снизу крышкой, зафиксированной болтами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к выполнению операций во множестве скважин через один основной ствол с операциями одновременного бурения и заканчивания одним станком. Обеспечивает повышение эффективности подготовки и эксплуатации множества скважин. Сущность изобретения: система для эксплуатации множества скважин с кольцевым пространством, имеющим возможность сообщения по текучей среде через один основной ствол, содержит, по меньшей мере, одну обсадную трубу, по меньшей мере, одну камеру, образующую кольцевой проход, который имеет возможность сообщения по текучей среде со множеством скважин, и первый канал, имеющий возможность сообщения с, по меньшей мере, одной обсадной трубой и множеством дополнительных каналов. Каждый из этих каналов имеет возможность сообщения с выбранной скважиной из множества скважин. Система содержит инструмент выбора ствола, имеющий необходимый размер для введения через первый канал и имеющий возможность совмещения с, по меньшей мере, одним дополнительным каналом из множества дополнительных каналов и содержащий верхнее отверстие, имеющее возможность совмещения с первым каналом, и, по меньшей мере, одно нижнее отверстие, имеющее возможность поворотного совмещения со множеством дополнительных каналов. Каждое нижнее отверстие выполнено с возможностью избирательного совмещения с одним из множества дополнительных каналов. При этом инструмент выбора ствола предотвращает сообщение с, по меньшей мере, одним из дополнительных каналов. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 97 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве привода с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами. Привод используется для приведения в действие двух штанговых насосов, расположенных на разных горизонтах одной скважины в двух параллельных колоннах насосно-компрессорных труб. При этом используются два каната, прикрепленных к общей траверсе, один из которых перекинут через один, а другой - через два канатных шкива. При движении траверсы, создаваемом двумя гидродомкратами, канатные подвески совершают встречное движение, передаваемое скважинным насосам. Технический результат заключается в снижении энергетических затрат на привод двух штанговых насосов в одной скважине. 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Скважинная система включает в себя насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и зоной. Каждый модуль штуцера включает в себя соответствующий штуцер, сменяемый в модуле штуцера без разборки насосно-компрессорной трубы. Каждый модуль штуцера является независимо управляемым по отношению к другому модулю (модулям) штуцера для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер. Центральный перепускной канал блока модулей является независимым от штуцеров или размеров штуцеров. Модули штуцеров расположены по периметру вокруг внешней части колонны насосно-компрессорной трубы. Технический результат заключается в обеспечении возможности снижения давления, вырабатываемого наземным оборудованием скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 22 ил.

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров. Система по одному из вариантов включает оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера; хвостовиком ниже электропогружной установки; отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки. При этом отсекатель состоит из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом. Колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами. В осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения. Ниже электропогружной установки отсекатель для нижнего пласта выполнен с боковым вводом или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом. Ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя и муфты, или отсекателя и ниппеля, или же дополнительной муфты и муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. Пакер между пластами установлен либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. Если пакер гидравлического действия, то при увеличении давления в его гидрокамере, сообщенной с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, он посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Отсекатель образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку. При этом его управляемый элемент выполнен в виде либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, либо сильфона, без или с заполненным сжатым газом, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем поршень или сильфон и/или затвор находится под заданным усилием упругого элемента. Рабочая камера отсекателя или полость его корпуса над поршнем со сквозным осевым каналом гидравлически соединена непосредственно с телеметрией. Отсекатель перемещением в одну и другую стороны управляемого элемента закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и/или стравливаемого избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в его рабочей камере, с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки, а именно он либо при создании и поддержании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере принудительно закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием упругого элемента, либо же при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки. Отсекатель в последнем случае для фиксации закрытия и открытия его состояния дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке, вследствие этого при создании избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения, и наоборот, при стравливании давления из нее, управляемый элемент под усилием упругого элемента переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения. Также раскрыты еще 9 вариантов системы. Технический результат заключается в возможности управления с устья скважины гидравлическим и/или механическим воздействием через колонну труб одним или двумя отсекателями, под и/или над электропогружной установкой, для исследования и учета параметров пластов. 10 н.п. ф-лы, 55 ил.

Изобретение относится к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Способ включает определение геолого-технических характеристик пластов, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком. При этом нижний насос при спуске располагают на расстоянии от пакера, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта. Продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее через обратный клапан (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность. Напорная характеристика каждого насоса может меняться в соответствии с геолого-техническими характеристиками каждого пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины. Устройство содержит колонну труб большего диаметра и колонну труб меньшего диаметра, концентрично расположенных между собой и образующих межтрубную полость, пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины, центробежный либо винтовой насос с электрическим приводом, соединенным с кабелем, кожух насоса, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта, и хвостовик. Колонна труб большего диаметра выполнена с посадочным гнездом и пакером, расположенным выше верхнего пласта скважины и образующим с пакером затрубное пространство, разделенное на верхнюю и нижнюю камеры посредством пакера, дополнительно установленного в скважине выше верхнего пласта, в котором размещена муфта перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом насоса и снизу с хвостовиком, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры. В стенке трубы выше посадочного гнезда выполнены отверстия, сообщающие межтрубную полость с верхней камерой. Колонна труб меньшего диаметра выполнена с ниппелем, герметично установленным в посадочное гнездо посредством уплотнений. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины и упрощении конструкции устройства. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной по меньшей мере двух объектов многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. Изобретение, в частности, может быть применено для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта. Обеспечивает повышение конечной конденсатоотдачи высокопродуктивного пласта за счет повышения скорости фильтрации вытесняющего агента, вовлечения в разработку участков защемленного газа. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение или выбор из имеющегося фонда скважин, добычу углеводородов из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Согласно изобретению добывающими скважинами осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана. Нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный. При этом при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта. 1 пр., 1 табл.
Наверх