Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины

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 газовой промышленности и предназначено для удаления пластовой жидкости с забоя газовой скважины.

В процессе эксплуатации газовых скважин на забое скапливается жидкость: конденсат, нефть или вода. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока и небольшом скоплении жидкости она практически полностью выносится на поверхность. Но по мере снижения скорости потока газа и увеличении количества жидкости на забое скважины не обеспечивается полный вынос ее из скважины. Увеличение уровня жидкости в газовой скважине приводит к повышению противодавления на продуктивный пласт и уменьшению дебита скважины, вплоть до полной ее остановки. Колоннами лифтовых труб при обычном режиме эксплуатации скважины жидкость удалить нельзя, так как скорость восходящего потока газа не способствует выносу жидкости. Для эффективной эксплуатации скважины в этих условиях разработаны различные устройства.

Известно устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважин (а.с. №1070335 МПК F04B 47/02), содержащее колонну подъемных труб, связанный с ней цилиндр с полым плунжером внутри, снабженный клапаном. Плунжер связан с приводом на устье скважины и снабжен раздвижными планками на конической поверхности для фиксации устройства в осевом канале труб лифтовой колонны, в случае прорыва газа над устройством.

Подъем порции пластовой жидкости осуществляется устьевым приводом, что является недостатком. Контакт уплотнительного элемента с внутренней поверхностью трубы лифтовой колонны в течение всего цикла приводит к его интенсивному износу, после чего требуется его замена.

Известно устройство периодического выноса конденсата из газовой скважины (Смирнов В.И. «Энергосберегающие технологии эксплуатации обводняющихся залежей нефти и газа». Научные труды, выпуск 1., г. Волгоград. 1997 г. с 49-52).

Основным элементом устройства является поплавок с газоуравнительной трубкой, устанавливаемый в осевом канале защитного кожуха, связанного жестко с нижним концом трубы лифтовой колонны. Поплавок связан через рычажную систему с нижним концом трубы лифтовой колонны.

Наиболее близким из известных устройств, выбранное в качестве прототипа, является устройство для осуществления способа газлифтной эксплуатации скважин (а.с. СССР №1656932 МПК E21B 43/00).

Устройство включает лифтовую колонну труб, на нижнем конце которой установлена камера с радиальными каналами, внутри нее расположен хвостовик, обладающий положительной плавучестью и снабженный кольцевым поршнем. Кольцевой поршень, снабженный полым штоком, установлен в камере с возможностью образования подвижного соединения. Кольцевой поршень снабжен фиксатором верхнего и нижнего положений. На внутренней поверхности камеры выполнены кольцевые канавки для взаимодействия с фиксатором в крайних положениях хвостовика, связанного с кольцевым поршнем и полым штоком.

Камера содержит ряд радиальных отверстий, выполненных между кольцевыми канавками. Полый шток снабжен окнами над местом расположения кольцевого поршня. Размер радиальных отверстий в теле камеры и высота кольцевого поршня подобраны из условия образования гидравлической связи межтрубного пространства с внутренней полостью камеры под кольцевым поршнем при крайнем верхнем положении хвостовика.

Внутренняя полость камеры под кольцевым поршнем постоянно связана с затрубным пространством дросселем. При необходимости, в осевом канале полого штока ниже места расположения окон, может быть установлен обратный клапан.

К недостаткам конструкции устройства можно отнести следующее.

- Устройство предназначено для оснащения нефтяных скважин, эксплуатируемых при постоянном газлифте в условиях непрерывной подачи рабочего агента с поверхности по межтрубному пространству скважины, и не может быть применено в газовых скважинах.

Это связано с тем, что при нахождении кольцевого поршня в крайнем нижнем положении поступление газа в осевой канал лифтовой колонны труб происходит через радиальные отверстия в теле камеры и каналы в полом штоке. При этом жидкость, поступающая в скважину вместе с потоком газа, скапливается над кольцевым поршнем и является дополнительной силой, которую необходимо преодолевать при перемещении последнего вверх.

- Наличие дросселя, через который внутрь камеры подается пластовый флюид, в газовой скважине может играть негативную роль, а именно, при отсутствии пластовой жидкости в стволе скважины газ через дроссель подается внутрь хвостовика и далее - в осевой канал лифтовой колонны труб.

Накопление пластовой жидкости в скважине и камере происходит достаточно медленно, а при постоянной подаче газа через дроссель и изменения направления потока, происходит конденсация дисперсной влаги в камере и частичный ее вынос потоком газа в осевой канал лифтовой колонны труб. При этом возникает ситуация, когда пластовая жидкость перекроет сечение осевого канала хвостовика с прекращением подачи газа, но архимедовой силы еще недостаточно для его перемещения вверх и создания условий для выталкивания порции жидкости из камеры в осевой канал хвостовика.

Такая ситуация возможна в газовых скважинах, находящихся на поздней стадии эксплуатации, т.е. когда пластовое давление имеет низкие параметры, а дебит жидкости может быть достаточно большим.

Постоянная подача газа через дроссель приводит к тому, что сложно сформировать четочную структуру потока, а, следовательно, невозможно обеспечить эффективное удаление пластовой жидкости.

Кроме того, в прототипе отмечено, что эффективность процесса подъема пробки пластовой жидкости напрямую зависит от длины пробки и удельного перепада давления газа, энергией которого эта пробка подается на поверхность. Эффективность удаления пластовой жидкости в этом случае напрямую зависит от технологических параметров рабочего агента - газа, давление и расход которого можно регулировать в достаточно широком диапазоне. Однако при работе газовой скважины для удаления пластовой жидкости можно использовать энергию только самого газа, имеющую стабильные значения по давлению, температуре, дебиту, которые не могут быть изменены.

Задачей изобретения является создание устройства, лишенного указанных выше недостатков.

Технический результат, который может быть получен при реализации предполагаемого изобретения, заключается:

- в повышении эффективности удаления пластовой жидкости энергией добываемого газа, за счет подачи ее расчетной порции и формировании четочной структуры газожидкостного потока;

- возможность освобождения осевого канала устройства от поплавка с узлом перекрестных потоков для проведения исследовательских работ в интервале продуктивного пласта, путем пропуска геофизических приборов через осевой канал;

- возможность извлечения внутренней части устройства, без глушения скважин, путем применения тросовой техники при необходимости замены изношенных деталей.

Поставленная задача достигается тем, что в устройстве для удаления пластовой жидкости из газовой скважины, состоящее:

- из лифтовой колонны труб,

- камеры в виде удлиненного цилиндра,

- хвостовика, обладающего положительной плавучестью,

- кольцевого поршня и

- полого штока с радиальными отверстиями,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ,

- хвостовик снабжен пакером и патрубком в осевом канале лифтовой колонны труб с образованием между ними кольцевой камеры,

- в осевом канале хвостовика установлен полый шток с радиальными отверстиями, который снабжен переводником с расточкой на верхнем конце и патрубком-удлинителем на нижнем, образующим с полым штоком подвижное соединение,

- 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,

- кольцевой поршень установлен на внешней стороне полого штока и снабжен радиальными отверстиями, гидравлически связанными с кольцевой камерой и осевым каналом полого штока,

- а продольные отверстия в нем выполнены в промежутках между радиальными отверстиями с возможностью образования гидравлической связи кольцевого зазора, образованного между патрубком и полым поплавком, с осевым каналом труб лифтовой колонны.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины поясняется чертежами, где

на фиг.1 - конструкция устройства в разрезе, установленного в осевом канале лифтовой колонны труб;

на фиг.2 - взаимное положение деталей устройства в режиме подачи пластовой жидкости энергией добываемого газа;

на фиг.3 - элемент конструкции устройства после извлечения из его осевого канала узла перекрестных потоков с поплавком.

Устройство, устанавливаемое в осевом канале лифтовой колонны труб 1, состоит из пакера 2 с хвостовиком 3, снабженным перепускными отверстиями 4, на котором телескопически установлен патрубок 5, обладающий положительной плавучестью. В осевом канале хвостовика 3 выполнен выступ 6. На нижнем конце патрубка 5 в его осевом канале установлена перфорированная перегородка 7. Внутрь осевого канала хвостовика 3 введена конструктивная сборка, включающая верхний переводник 8, с расточкой 9 внутри. К нижнему концу переводника 8 подсоединены полый шток 10, на наружной поверхности которого установлен узел перекрестных потоков в виде кольцевого поршня 11, в котором выполнен ряд радиальных отверстий 12, идентичных по размеру и расположению перепускным отверстиям 4 в хвостовике 3. На наружной поверхности кольцевого поршня 11 выполнена проточка 13, располагающаяся на уровне выполнения перепускных отверстий 4 в хвостовике 3. В кольцевом поршне 11 выполнен ряд продольных отверстий 14, чередующихся с радиальными отверстиями 12. В осевом канале полого штока 10 установлена на верхнем конце гайка 15, а на нижнем конце опорная гайка 16, в осевой канал которой пропущен патрубок-удлинитель 17 с ограничительным кольцом 18, обладающий положительной плавучестью, с рядом перепускных отверстий 19.

На нижнем конце патрубка-удлинителя 17 установлен полый поплавок 20, снабженный опорной шайбой 21 с отверстиями 22.

В средней части опорной шайбы 21 установлен направляющий стержень 23, на котором расположен шаровой клапан 24, обладающий положительной плавучестью, имеющий возможность входить в контакт с конической фаской 25 на нижнем конце патрубка-удлинителя 17. Между наружной поверхностью полого поплавка 20 и внутренней поверхностью патрубка 5 выполнена кольцевой камера 26, которая постоянно гидравлически связана через продольные отверстия 14 в кольцевом поршне 11 с осевым каналом лифтовой колонны труб 1. Кольцевой зазор 26 также гидравлически связан перепускными отверстиями 19 в теле патрубка-удлинителя 17 с его осевым каналом. Кольцевой зазор 27, между хвостовиком 3 и лифтовой колонной труб 1, связан через перепускные отверстия 4 в хвостовике 3 и радиальные отверстия 12, в кольцевом поршне 11, перфорационными отверстиями 28 в теле полого штока 10 в его осевым каналом 29.

Работа устройства.

При оснащении скважин лифтовой колонны труб 1 встык труб муфтового соединения вводится посадочный узел пакера 2, с перекрытием кольцевого зазора между хвостовиком 3 и внутренней поверхностью трубы лифтовой колонны 1. При этом хвостовик 3 снабжен патрубком 5 с перфорированной перегородкой 7, обладающим положительной плавучестью.

Технологический зазор между стенкой трубы 1 лифтовой колонны и наружной поверхностью патрубка 5 гидравлически связан через отверстия 4 в хвостовике 3 с проточкой 13 и, далее через радиальные отверстия 12 в кольцевом поршне 11 узла перекрестных потоков и перепускные отверстия 19 в патрубке-удлинителе 17, с его осевым каналом 29.

При отсутствии пластовой жидкости в стволе скважины патрубок-удлинитель 17 вместе с полым поплавком 20 и патрубком 5 находится в крайнем нижнем положении. Газ свободно подается в осевой канал труб лифтовой колонны 1 по кольцевому зазору 26 и продольные отверстия 14 кольцевого поршня 11. Из кольцевого зазора 27 между стенкой трубы лифтовой колонны 1 и наружной поверхностью хвостовика 3 газ подается в осевой канал 29 полого штока 10, откуда через отверстие 4, радиальные отверстия 12 в кольцевом поршне 11, а также через перепускные отверстия 19, в осевой канал 29 и далее в лифтовую колонну труб 1.

Внутрь полого поплавка 20 газ поступает через отверстия 22 в опорной шайбе 21.

При заполнении ствола скважин пластовой жидкостью до уровня расположения перепускных отверстий 19 патрубка-удлинителя 17, под действием архимедовой силы шаровой клапан 24 перемещается вверх по направляющему стержню 23 с посадкой на коническую фаску 25 на патрубке-удлинителе 17.

Полый поплавок 20 совместно с патрубком-удлинителем 17 перемещается вверх относительно полого штока 10.

При этом перепускные отверстия 19 располагаются над местом установки опорной гайки 16, а ограничительное кольцо 18 при этом перекрывает сечение перепускных отверстий 19, прекращая подачу газа из кольцевой полости под пакером 2. Одновременно происходит перемещение вверх патрубка 5.

Избыточным давлением газа, скапливающимся под пакером 2, пластовая жидкость поступает в кольцевой зазор 27 и далее через продольные отверстия 14 подается в осевой канал труб лифтовой колонны 1.

Порция пластовой жидкости выдавливается энергией газа, в осевой канал лифтовой колонны 1 над местом расположения устройства, при этом патрубок 5 возвращается в исходное положение. После прохождения порции пластовой жидкости мимо полого поплавка 20, последний также опускается вниз, открывая перепускные отверстия 4 и осевой канал патрубка-удлинителя 17 для свободной подачи газа в осевой канал труб 1 лифтовой колонны. Порция пластовой жидкости перемещается вверх давлением газа к устью скважины. Высота столба пластовой жидкости определяется, исходя из существующего перепада давления между межтрубным пространством и осевым каналом труб лифтовой колонны 1. В зависимости от этого определяют длину патрубка 5, а также размеры полого поплавка 20.

При необходимости проведения исследований в интервале продуктивного пласта в осевой канал лифтовой колонны труб 1 вводят ловильное устройство с цанговым захватом, который входит внутрь расточки 9. Перемещением вверх извлекают верхний переводник 8 и связанные с ним полый шток 10 с кольцевым поршнем 11 и полым поплавком 20 на поверхность, освобождая осевой канал патрубка 5 для пропуска приборов. После проведения исследований и подъема приборов, осуществляют спуск и установку сборки в осевой канал труб 1 лифтовой колонны с вводом и посадкой в осевой канал хвостовика 3 кольцевого поршня 11 с опорой на выступ 6.

Процесс подачи расчетных объемов пластовой жидкости в осевой канал лифтовой колонны труб 1 осуществляется в автоматическом режиме.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины путем создания упорядоченной структуры потока, состоящее из лифтовой колонны труб, камеры в виде удлиненного цилиндра, хвостовика, обладающего положительной плавучестью, кольцевого поршня и полого штока с радиальными отверстиями, отличающееся тем, что хвостовик снабжен пакером и патрубком в осевом канале лифтовой колонны труб с образованием между ними кольцевой камеры, в осевом канале хвостовика установлен полый шток с радиальными отверстиями, который снабжен переводником с технологической расточкой на верхнем конце и патрубком-удлинителем на нижнем, образующим с полым штоком подвижное соединение, 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, кольцевой поршень установлен на внешней стороне полого штока и снабжен радиальными отверстиями, гидравлически связанными с кольцевой камерой и осевым каналом полого штока, а продольные отверстия в нем выполнены в промежутках между радиальными отверстиями с возможностью образования гидравлической связи кольцевого зазора, образованного между патрубком и полым поплавком, с осевым каналом труб лифтовой колонны.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, более конкретно, к механизму для активирования множества скважинных устройств в случае, когда необходимо создать множество зон добычи. Способ избирательного активирования механизма приведения в действие на множестве клапанов в забойной зоне скважины содержит следующие несколько этапов. На первом этапе определяют комбинации кодированных магнитов так, что каждая втулка клапана в забойной зоне скважины включает в себя группу магнитов клапана, притягивающуюся только к индивидуальной группе магнитов дротика, установленной на активирующем дротике. Затем открывают клапаны в забойной зоне скважины в последовательности, определяемой выбранной последовательностью подачи насосом индивидуальных дротиков в ствол скважины. Механизм для избирательного активирования множества путей прохода в забойной зоне ствола скважины содержит клапан, имеющий втулку, приспособленную для перемещения между открытым и нормально закрытым положением, и группу магнитов клапана и дротик для подачи насосом в стволе скважины Группа магнитов установлена на втулке. Дротик включает в себя группу магнитов дротика, согласованных с группой магнитов клапана так, что дротик соединяется с клапаном при расположении вблизи него, и втулка перемещается из закрытого положения в открытое положение. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 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.

Наверх