Способ эксплуатации скважины с помощью погружной электроцентробежной насосной установки

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных. Технический результат - обеспечение производительной и надежной безотказной работы оборудования. Сущность изобретения: способ включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной электроцентробежной насосной установке, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине. Согласно изобретению продолжительность всех циклов устанавливают равной в пределах от 40 мин до 80 мин. Номинальную производительность погружной электроцентробежной насосной установки выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины. Продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20% до момента достижения заданного уровня жидкости. 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружной электроцентробежной насосной установки (УЭЦН) и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта (патент РФ 2315860, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.01.2008 г.), включающий использование УЭЦН, при котором откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине регулируют изменением их соотношения таким образом, чтобы работа УЭЦН осуществлялась в периодическом кратковременном режиме (ПКВ). В этом режиме скважина оборудуется УЭЦН больших типоразмеров, имеющих наилучшие технические и эксплуатационные характеристики в кратковременном режиме. Эксплуатация низкодебитных скважин в ПКВ позволяет избежать осложнений, возникающих при использовании УЭЦН малых типоразмеров в постоянном режиме, а именно повышенного износа рабочих органов и низкого КПД УЭЦН во время работы в левой зоне напорно-расходной характеристики; засорения рабочих органов УЭЦН механическими примесями из-за небольшого размера проходных каналов; интенсивного отложения солей на рабочих органах УЭЦН из-за недостаточного охлаждения низким притоком пластовой жидкости.

Недостатком указанного способа является необходимость регулирования скорости вращения вала УЭЦН, что приводит и заклиниванию и быстрому износу оборудования. Кроме того, по известному способу время работы УЭЦН, время накопления жидкости и соответственно продолжительность каждого периода работы зависят от времени достижения теплового равновесия элементов УЭЦН с окружающей средой. Это ведет к простою оборудования и снижению производительности работы. Продолжительность работы оборудования в известном способе меньше продолжительности паузы.

Задачей изобретения является обеспечение производительной и надежной безотказной работы оборудования.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе эксплуатации скважины с помощью УЭЦН, включающем повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине, продолжительности всех циклов устанавливают равными, а продолжительность каждого цикла устанавливают в пределах от 40 мин до 80 мин, при этом продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20% до момента достижения заданного уровня жидкости. Время работы УЭЦН в цикле определяют по формуле:

Т р = П Э × Ц × К о б

где: Тр - время работы УЭЦН в цикле, мин;

П - производительность скважины (показатель потенциала скважины на расчетное забойное давление в поверхностных условиях), м3/сут;

Э - паспортная номинальная производительность УЭЦН, м3/сут;

Ц - время цикла, мин;

Коб - коэффициент корреляции номинальной производительности.

Коэффициент Коб устанавливает связь с дебитом скважины в поверхностных условиях, является функцией, зависящей от термобарических условий, объемного коэффициента флюида, давления насыщения, газового фактора и других PVT-свойств и может принимать значение от 1,0 до 2,0. Коэффициент Коб рассчитывают по каждому объекту разработки.

Целесообразно эксплуатацию скважины осуществлять УЭЦН производительностью от 45 м3/сут до 80 м3/сут.

Суть способа заключается в подборе длительности работы УЭЦН, в течение которой рабочая точка УЭЦН находится в зоне максимального КПД, и продолжительности бездействия скважины, достаточного для накопления жидкости в скважине для следующей откачки.

В режиме ПКВ скважина оборудуется УЭЦН больших типоразмеров (45≤Q≤125 м3/сут), имеющих наилучшие технические и эксплуатационные характеристики в кратковременном режиме, при котором объем откачиваемой жидкости соответствует номинальной подаче. Типоразмер оборудования и режим откачки и накопления подбирают с учетом влияния разгазирования нефти на стабильность работы УЭЦН и максимальной депрессии на пласт. Расчет глубины спуска, типоразмера насосно-компрессорных труб, напора и мощности УЭЦН осуществляют в программах расчета постоянного режима работы, при этом величину притока задают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины.

В соответствии с заявленным способом продолжительность каждого цикла устанавливают равной в пределах от 40 мин до 80 мин, при этом продолжительность откачки жидкости в цикле при необходимости периодически изменяют на 10-20% от предыдущего значения до момента достижения требуемого уровня жидкости в скважине. Такой режим работы УЭЦН обеспечивает максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы и позволяет эффективно использовать оборудование. Кроме того, эксплуатация скважины в заявленном режиме позволяет автоматизировать процесс. Эксплуатацию скважины целесообразно осуществлять УЭЦН производительностью от 45 м3/сут до 80 м3/сут, обеспечивающей максимальную энергоэффективность. Номинальную производительность УЭЦН выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины. При использовании более производительных УЭЦН и, как следствие, более мощных электродвигателей существуют риски поломки вала УЭЦН.

Способ реализуется следующим образом.

Перед запуском УЭЦН в режиме ПКВ осуществляют расчет продуктивности скважины с учетом скорости восстановления притока.

Время работы УЭЦН в цикле определяют по формуле:

Т р = П Э × Ц × К о б

где: Тр - время работы УЭЦН в цикле, мин;

П - производительность скважины, м3/сут;

Э - паспортная производительность УЭЦН, м3/сут;

Ц - время цикла, мин;

Коб - коэффициент корреляции производительности.

Затем осуществляют программирование станции управления в режиме ПКВ, выставляют параметры срабатывания защиты, производят запуск УЭЦН и вывод на режим. Заявленный режим эксплуатации включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН. Продолжительность всех циклов устанавливают равными одному часу. Соотношение продолжительности откачки жидкости и продолжительности накопления жидкости в цикле периодически по результатам контроля регулируют изменением предыдущего значения на 10-20%.

Контроль параметров УЭЦН (показания контроллера станции управления, замер динамического, устьевого, буферного давлений) и анализ работы УЭЦН на соответствие целевым показателям осуществляют периодически, например каждые 12 часов. Контроль параметров с данной периодичностью осуществляют, пока значение минимального давления на приеме УЭЦН в течение суток не будет соответствовать расчетным (целевым) показателям. Далее контроль осуществляют аналогично контролю работы УЭЦН при постоянном режиме. На основании результатов измерений делают выводы об изменении динамического уровня. Увеличение динамического уровня в процессе эксплуатации УЭЦН в режиме ПКВ говорит о недостаточной откачке жидкости из скважины. При увеличении динамического уровня периодически увеличивают время работы УЭЦН в цикле пошагово (с шагом 10-20% от времени работы). При этом соответственно снижается время накопления в цикле. Периодические изменения производят до установления необходимого уровня. Аналогично уменьшение динамического уровня в процессе эксплуатации УЭЦН в режиме ПКВ говорит о превышении откачки жидкости из скважины. В этом случае время работы УЭЦН в цикле уменьшают пошагово (с шагом 10-20% от времени работы). При этом соответственно увеличивается время накопления в цикле.

При условии соблюдения зависимости отношения номинальной производительности УЭЦН к продуктивности скважины (в 3-5 раз для достижения энергоэффективности) время цикла (Тп) варьируется от 40 до 80 минут и обычно составляет 60 минут. Время цикла подбирают с учетом требований обеспечения максимальной добычи и надежной безотказной работы оборудования. Регулирование режима ПКВ осуществляется только поэтапным изменением времени работы УЭЦН, что значительно упрощает задачу технолога при выборе оптимального подбора режима ПКВ и регулирования в процессе эксплуатации. Время накопления определяется остатком времени цикла в 60 минут за исключением времени работы.

Заявленный способ эксплуатации скважины с помощью УЭЦН обеспечивает максимальное приближение среднего значения между верхней и нижней границей давления при запуске и остановке к целевому (расчетному) давлению на приеме. Данный показатель напрямую влияет на объемы добычи нефти. Опытным путем выявлено, что при увеличении времени цикла более 80 минут происходит значительное снижение добычи нефти в сравнении с постоянным режимом эксплуатации.

Кроме того, эксплуатация УЭЦН в заявленном режиме исключает вероятность замерзания обратных клапанов в зимний период на устьевой арматуре. Опытным путем установлено, что в период накопления при выключенной УЭЦН до 60 минут (цикл при этом не более 80 минут) риски замерзания обратных клапанов минимальны.

Выбор нижней границы продолжительности цикла от 40 мин обеспечивает снижение рисков преждевременных отказов. Количество пусков УЭЦН имеет экспоненциальную зависимость от времени цикла. Таким образом, увеличение частоты пусков, в том числе плавных, согласно теории надежности по экспоненциальной зависимости увеличивает риски преждевременных отказов.

1. Способ эксплуатации скважины с помощью погружной электроцентробежной насосной установки, включающий повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной электроцентробежной насосной установке, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине, отличающийся тем, что продолжительность всех циклов устанавливают равными в пределах от 40 мин до 80 мин, номинальную производительность погружной электроцентробежной насосной установки выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины, а продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20% до момента достижения заданного уровня жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что время работы погружной электроцентробежной насосной установки в цикле определяют по формуле:
Т р = П Э × Ц × К о б
где Тр - время работы погружной электроцентробежной насосной установки в цикле, мин;
П - производительность скважины, м3/сут;
Э - паспортная производительность погружной электроцентробежной насосной установки, м3/сут;
Ц - время цикла, мин;
Коб - коэффициент корреляции производительности.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что эксплуатацию скважины осуществляют погружной электроцентробежной насосной установкой с производительностью от 45 м3/сут до 80 м3/сут.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в соединительных звеньях электрического погружного насоса. Электрическая погружная насосная система включает протектор и двигательную секцию, и уплотнители, препятствующие утечке из протектора и двигательной секции во время сборки.

Изобретение относится к компенсаторам давления, предназначенным для компенсации давления между окружающей средой вокруг подводного устройства и жидкой средой, заполняющей объем подводного устройства.

Группа изобретений относится к скважинным насосным системам, погружаемым в скважинные флюиды. Более конкретно, настоящие изобретения относятся к рециркуляции части потока, подаваемого погружным насосом скважинной насосной системы на впуск последней.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способу добычи нефти из обводненных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет более эффективной сепарации газа, охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтепромыслового оборудования с использованием его радиочастотной идентификации.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для выработки электроэнергии, полученной при утилизации топлив в факелах путем сжигания жидких, газообразных отходов лесной и сельскохозяйственной промышленности, биогаза, продуктов переработки бытовых отходов, продуктов подземной или промышленной газификации твердых топлив, отходов нефтедобычи и нефтепереработки.

Изобретение относится к способам и устройствам для дистанционного отслеживания, управления и автоматизации работы насосов, например для добычи углеводородов и осушения, а конкретнее к контроллеру для штоковых насосов, насосов с поступательной полостью, для управления впрыском скважины, приводов с переменной скоростью и т.п.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам ликвидации подземных хранилищ газа. Способ включает отбор активного объема газа и последующий отбор буферного объема газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб. Используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины. Колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой. В качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83. Упрощается процесс ликвидации аварий, сокращается время ремонта. 2 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть использована для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства как в малодебитных, так и в высокопродуктивных скважинах. Сущность изобретений: способ заключается в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление. При этом для обеспечения отбора такого количества жидкости из скважины, которое равно ее притоку, выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину. В процессе выполнения циклов производят коррекцию соотношения времени откачки-накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки-накопления не перестанет изменяться. Момент наступления прекращения подачи определяют по равенству значений текущего момента на валу погружного электродвигателя и контрольного момента, который определяют предварительно по скачкообразному падению значения момента на валу двигателя в точке наступления прекращения подачи при снижении частоты питающего напряжения. Устройство содержит размещенную в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб. При этом погружной электродвигатель токопроводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством. Устройство содержит также согласующий трансформатор, блок определения частоты, тока, момента, мощности, блок связи, блок индикации и управления. При этом токопроводящий кабель связан с первым входом-выходом согласующего трансформатора, который вторым входом-выходом связан со входом-выходом преобразователя частоты. Преобразователь частоты своим вторым входом-выходом связан с блоком питания, а третьим входом-выходом - с первым входом-выходом блока определения частоты, тока, момента, мощности, который своим вторым входом-выходом связан с первым входом-выходом блока связи, второй вход-выход которого связан с четвертым входом-выходом преобразователя частоты, а третьим входом-выходом связан с первым входом-выходом контроллера управления, второй вход-выход которого связан с блоком индикации и управления. При этом обеспечена возможность поступления всех сигналов на блоки, находящиеся на поверхности, через токопроводящий кабель непосредственно с вала погружного электродвигателя. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну. Обеспечивается предотвращение прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче скважинной жидкости на нефтяных месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности температурного воздействия на добываемую скважинную жидкость. Сущность изобретения: способ включает подъем скважинной жидкости по колонне лифтовых труб с воздействием на нее для изменения ее физических свойств. Согласно изобретению воздействие на скважинную жидкость осуществляют путем ее электродного нагрева в закрытой рабочей камере установки посредством подачи электрического тока с поверхности земли через многожильный электрический кабель на расположенные внутри рабочей камеры электроды. В результате этого обеспечивают тепловое расширение скважинной жидкости и ее перетекание в колонну лифтовых труб через подъемный канал с малым поперечным сечением относительно его длины. При этом для осуществления процесса заполнения рабочей камеры установки и электродного нагрева скважинной жидкости, с последующим ее расширением, установка оборудована всасывающим клапаном для обеспечения поступления скважинной жидкости в рабочую камеру, нагнетательным клапаном для обеспечения перетекания части скважинной жидкости из рабочей камеры в колонну лифтовых труб и порционной транспортировки скважинной жидкости на поверхность и клапаном принудительного действия, имеющим возможность его закрытия после полного заполнения рабочей камеры скважинной жидкостью и его открытия после нагрева скважинной жидкости до установленной величины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг. Скорость движения колонны штанг вниз изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Длину хода колонны штанг могут изменять пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Вращение колонны штанг могут осуществлять непрерывно. Технический результат заключается в обеспечении возможности устранения заклинивания колонны насосных штанг без разборки скважинного оборудования. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение устройства и возможность переключения потоков добываемой продукции неограниченное количество раз. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями. При этом внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб, выполненная с верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевыми уплотнениями. Верхний конец полого корпуса оснащен центратором. Выше верхнего ряда отверстий труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом. Верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса - ниже пакера. В исходном положении верхние и нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщены между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы. Срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса. Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий. Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы. 3 ил.

Изобретение относится к технологиям добычи и применения глубокозалегающих подземных пластовых рассолов, обладающих, как правило, не только гидроминеральным потенциалом, в особенности промышленными концентрациями полезных компонентов для прямого использования или последующей переработки в товарные продукты, но и тепловым потенциалом, пригодным для использования по энергетическому назначению. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу с помощью скважины вскрывают напорный рассолоносный пласт, поднимают из него по эксплуатационной обсадной колонне высокоминерализованный геотермальный рассол. После этого по кольцевому пространству между эксплуатационной и промежуточной обсадными колоннами, сообщенному через устьевую обвязку скважины с наземными емкостями и нагнетательным оборудованием, а также со сформированной до вскрытия рассолоносного пласта в интервале геологического разреза скважины ниже пачки регионального водоупора зоной поглощения. Рассол отводят в процессе вскрытия, освоения и дальнейшей эксплуатации пласта в зону поглощения и наземные емкости с возможностью использования гидроминерального потенциала рассола из емкостей. При этом защиту эксплуатационной колонны от оседания твердых образований на ее стенках из добываемого рассола в процессе его перемещения от пласта к устью скважины осуществляют путем термостатирования верхней части колонны в интервале вероятного температурного фазового перехода за счет непрерывной или периодической прокачки вдоль потока рассола в колонне с возможностью теплопереноса к нему теплоносителя с начальной температурой, превышающей ожидаемые без термостатирования температуры рассола в интервале вероятного температурного фазового перехода. Согласно изобретению прокачку теплоносителя ведут внутри поднимаемого по эксплуатационной колонне рассола посредством размещения в этой колонне замкнутого контура циркуляции с теплоносителем в виде технической воды. Этот контур выполнен в виде коаксиального теплообменника, протянутого в колонне до глубины не менее величины интервала фазового перехода. Он состоит из соосного колонне теплопроводящего вертикального цилиндрического корпуса, закрытого в основании и имеющего сверху отверстия для подачи воды в корпус. Внутри корпуса - центральный трубопровод с открытым недостающим до основания корпуса нижним концом и открытым для выпуска воды выше устья скважины верхним концом. При этом воду прокачивают сначала по образованному корпусом и трубопроводом кольцевому пространству теплообменника в направлении, противоположном направлению подъема рассола по эксплуатационной колонне, затем подают по центральному трубопроводу к выходу из теплообменника. Использование гидроминерального потенциала рассола проводят с отводом образующегося при использовании менее концентрированного флюида вместе с отводимыми излишками рассола из пласта и емкостей в зону поглощения. При этом перед подачей в общую отводную линию флюид фильтруют от механических примесей. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров - водозаборных. Технический результат - внутрискважинное разделение нефти от добываемой продукции скважины и раздельный подъем нефти и воды на поверхность при межскважинной перекачке воды для поддержания пластового давления. Установка включает устьевую арматуру, концентрично расположенные колонны насосно-компрессорных труб двух диаметров с электроцентробежным и струйным насосами в эксплуатационной колонне скважины. Имеется разделительная камера, расположенная в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом. Установка имеет канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство над насосом с разделительной камерой, и впускные отверстия для поступления разделенной воды. Герметизирующий кожух электроцентробежного насоса снизу в интервале разделительной камеры снабжен входным устройством в виде заглушенного снизу хвостовика. Хвостовик поделен на секции с впускными отверстиями. На уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции гидрозатвора для нефтяных капель и впуска воды из разделительной камеры. Впускные отверстия расположены в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх. В качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. Колонна насосно-компрессорных труб большего диаметра в устьевой арматуре соединена с водяной линией, а колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - с нефтяной линией. Нижняя часть колонны меньшего диаметра герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине. Коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой. При этом обеспечена возможность поступления рабочей жидкости в струйный насос от электроцентробежного насоса, а откачиваемой жидкости - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной. Обеспечивает повышение эффективности технологии добычи пластового флюида из скважин. Установка для эксплуатации нефтяной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб, электропогружной кабель, электропогружной насос, у которого гидрозащита и погружной электродвигатель помещены в герметичный кожух, который герметично замыкается на корпусе входного модуля погружного насоса, хвостовик, состоящий из колонны труб, верхняя часть которого через переводник герметично соединена с нижней частью герметичного кожуха, а в нижней части хвостовика расположен патрубок с наружными уплотнительными элементами. Установка содержит как минимум один пакер, имеющий внутренний проходной канал с диаметром, позволяющим проходить через пакер на забой инструменту, оборудованию и приборам, не извлекая пакер. Герметизирующий узел для герметичного соединения с патрубком хвостовика находится либо в корпусе пакера, либо в устройстве ниже или выше пакера. 1 ил.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных. Технический результат - обеспечение производительной и надежной безотказной работы оборудования. Сущность изобретения: способ включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной электроцентробежной насосной установке, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине. Согласно изобретению продолжительность всех циклов устанавливают равной в пределах от 40 мин до 80 мин. Номинальную производительность погружной электроцентробежной насосной установки выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины. Продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20 до момента достижения заданного уровня жидкости. 2 з.п. ф-лы.

Наверх