Способ перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам и устройство для его реализации

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 относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.

В настоящее время применяют следующий способ эксплуатации обводненных газовых скважин [1]. Плунжерный лифт функционирует циклически в скважине, которая то работает, то останавливается. Во время остановки, когда плунжер находится внизу, в затрубном пространстве нарастает давление газа, при этом жидкость в скважине уже почти накопилась на заключительном этапе периода фонтанирования. Жидкость накапливается у башмака НКТ, и плунжер опускается сквозь ее столб на пружину амортизатора, где остается в течение всего периода нарастания давления. Давление газа в затрубном пространстве зависит от продолжительности остановки скважины, пластового давления и проницаемости пласта. Когда давление в затрубном пространстве в достаточной мере увеличится, откроется приводной клапан и скважина начнет работать в шлейф. Газ в затрубном пространстве расширяется, заполняя НКТ и поднимая плунжер вместе с жидкостью к устью, отчасти с помощью добываемого газа. Отбор газа из пласта происходит до тех пор, пока дебит скважины не уменьшится до некоторого уровня, близкого к значению критического дебита, и в стволе скважины не начнет скапливаться жидкость. Скважина закрывается, и плунжер опускается назад на пружину амортизатора - сначала сквозь столб газа, а затем сквозь столб накопившейся жидкости. Начинается период нарастания давления. Затем за счет давления газа, накопившегося в затрубном пространстве, скважина вновь открывается для работы, плунжер вместе с жидкостью поднимается к устью. Когда плунжер находится на устье, скважина остается открытой, работая до тех пор, пока дебит газа не начнет падать. Затем скважина закрывается и плунжер возвращается на забой - цикл повторяется.

Так же как и заявляемый, способ, приведенный в [1], применяется для повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин.

Недостатком данного способа является то, что он может применяться только в скважинах, в которых установлено две лифтовые колонны.

Наиболее близким к заявленному способу является способ перевода газовых и газоконденсатных скважин на эксплуатацию по концентрическим (центральной и основной) лифтовым колоннам, приведенный в [2], включающий следующую последовательность действий: глушение скважины, извлечение из скважины подземного оборудования (лифтовой колонны (основной лифтовой колонны), посадочного ниппеля, пакера, циркуляционного или ингибиторного клапана, клапана-отсекателя), переоборудование устья скважины под спуск основной лифтовой колонны и центральной лифтовой колонны, спуск в скважину и подвеску основной лифтовой колонны и центральной лифтовой колонны, установку фонтанной елки (фонтанной арматуры), переоборудование устьевой обвязки, установку в составе устьевой обвязки управляющего комплекса для контроля и управления работой скважины, отработку скважины на факел по основной лифтовой колонне, проведение газодинамических исследований, пуск скважины в шлейф по концентрической лифтовой колонне через управляющий комплекс.

Недостатком данного способа является высокая трудоемкость и высокая стоимость работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также большие временные затраты, связанные с длительным вводом скважины в эксплуатацию, что объясняется необходимостью в глушении скважины, установке нижней части фонтанной арматуры, извлечении из скважины основной лифтовой колонны, извлечении из скважины подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.

Заявляемый способ предназначен для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.

Техническим результатом заявляемого способа является снижение трудоемкости работ и снижение стоимости работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также снижение временных затрат, связанных с длительным вводом скважины в эксплуатацию, за счет исключения: глушения скважины при ее переводе на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, демонтажа нижней части фонтанной арматуры, извлечения из скважины основной лифтовой колонны и подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.

Технический результат заявляемого способа достигается тем, что для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам применяется способ, включающий спуск в скважину (например, газовую или газоконденсатную) 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 (основной и центральной) через управляющий комплекс контроля и управления работой скважины. Новым является то, что для спуска центральной лифтовой колонны 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, после этого перекрывают коренную задвижку, входящую в состав нижней части фонтанной арматуры, на коренную задвижку устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами), на который устанавливают надкоренную задвижку, к ней присоединяют превентор, на превентор устанавливают двухкамерный герметизатор, затем к верхнему торцу герметизатора присоединяют инжектор, затем в непосредственной близости от скважины устанавливают спускоподъемное устройство, после чего пропускают центральную лифтовую колонну концом через инжектор, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны, затем центральную лифтовую колонну пропускают через двухкамерный герметизатор, после чего 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, после чего опускают центральную лифтовую колонну до того положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты верхней камеры двухкамерного герметизатора, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу, затем 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 камеры двухкамерного герметизатора, после этого извлекают наружу технологическую штангу с пробкой, демонтируют противовыбросное оборудование (превентор, двухкамерный герметизатор), демонтируют комплект спускоподъемного оборудования (инжектор и спускоподъемное устройство), после чего 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.

Наиболее близким к заявленному устройству является устройство [3], включающее основную лифтовую колонну, центральную лифтовую колонну, нижнюю часть фонтанной арматуры с коренной задвижкой, верхнюю часть фонтанной арматуры с надкоренной задвижкой, а также устьевую обвязку с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины.

Недостатком данного устройства является высокая трудоемкость и высокая стоимость работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также большие временные затраты, связанные с длительным вводом скважины в эксплуатацию, что объясняется необходимостью в глушении скважины, установке нижней части фонтанной арматуры, извлечении из скважины основной лифтовой колонны, извлечении из скважины подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.

Заявляемое устройство предназначено для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.

Техническим результатом заявляемого устройства является снижение трудоемкости работ и снижение стоимости работ по переводу скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, а также снижение временных затрат, связанных с длительным вводом скважины в эксплуатацию, за счет исключения глушения скважины при ее переводе на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, демонтажа нижней части фонтанной арматуры, извлечения из скважины основной лифтовой колонны и подземного оборудования, расположенного между основной лифтовой колонной и обсадной колонной.

Технический результат заявляемого устройства для осуществления способа перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам достигается тем, что имеется спускоподъемное устройство и инжектор, в качестве центральной лифтовой колонны использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор, состоящий из верхней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей) и нижней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей), имеется превентор, на начало и конец центральной лифтовой колонны герметично установлены соответственно верхний и нижний наконечники, к нижнему наконечнику жестко и герметично присоединен управляемый клапан, установленный между объемами основной и центральной лифтовых колонн, имеется пробка, в пробке и в верхнем наконечнике выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется технологическая штанга, в технологической штанге и в пробке выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами).

На фиг.1 изображена структурная схема реконструируемой газовой или газоконденсатной скважины. На фиг.2 структурная схема газовой или газоконденсатной скважины, после ее перевода на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам. На фиг.3 изображена схема спуска центральной лифтовой колонны в скважину. На фиг.4 изображен укрупненный вид верхнего наконечника, пробки и технологической штанги, отсоединенной от пробки. На фиг.5 изображен укрупненный вид радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны. На фиг.6 изображен укрупненный вид нижнего наконечника с управляемым клапаном. На фиг.7 изображен укрупненный вид двухкамерного герметизатора.

Способ перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам осуществляется следующим образом. На реконструируемой газовой скважине 1 (фиг.1), состоящей из обсадной колонны 2, основной лифтовой колонны 3, нижней части фонтанной арматуры 4 и устьевой обвязки 5, проверяют состояние нижней части фонтанной арматуры 4. При ее исправности спуск центральной лифтовой колонны 6 (фиг.3) в основную лифтовую колонну 3 производится следующим образом. С одной стороны на центральную лифтовую колонну 6 герметично устанавливают (например, опрессовывают) верхний наконечник 7 (фиг.4), а с другой стороны нижний наконечник 8 (фиг.3, см. также фиг.6). К верхнему наконечнику 7 (фиг.4) герметично присоединяют (например, прикручивают) пробку 9, а к нижнему наконечнику 8 (фиг.3, см. также фиг.6) герметично присоединяют (например, прикручивают) управляемый клапан 10 (см. также фиг.6), тем самым пробка 9 (фиг.4) и управляемый клапан 10 (фиг.3, см. также фиг.6) заглушают центральную лифтовую колонну 6 (см. также фиг.4) с двух сторон. Затем центральную лифтовую колонну 6 (фиг.3), заглушенную с двух сторон, монтируют в спускоподъемное устройство 11 (например, наматывают на барабан), после этого перекрывают коренную задвижку 12, входящую в состав нижней недемонтированной части фонтанной арматуры 4, на коренную задвижку 12 устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами) 13, на который монтируют надкоренную задвижку 14. На надкоренную задвижку 14 устанавливают превентор 15, на который монтируют двухкамерный герметизатор 16, состоящий из верхней камеры 17 (фиг.7) с двумя гидравлическими полостями (открывающей 18 и закрывающей 19) и нижней камеры 20 с двумя гидравлическими полостями (открывающей 21 и закрывающей 22), затем к верхнему торцу герметизатора 16 (фиг.3) присоединяют инжектор 23 и устанавливают в непосредственной близости от скважины (порядка 10 метров) спускоподъемное устройство 11, со смонтированной в нем центральной лифтовой колонной 6. После этого заводят центральную лифтовую колонну 6 в инжектор 23, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны 6 и в двухкамерный герметизатор 16 и подают давление в его закрывающие гидравлические полости 19, 22 (фиг.7), тем самым сжимая уплотнительную манжету 24 верхней камеры 17 и уплотнительную манжету 25 нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16 и герметизируя центральную лифтовую колонну 6. Затем опускают центральную лифтовую колонну 6 (фиг.3) до уровня коренной задвижки 12, открывают коренную задвижку 12, производят спуск центральной лифтовой колонны 6 в основную лифтовую колонну 3 скважины 1 до того положения, когда верхний наконечник 7 (фиг.4) с пробкой 9 окажется на уровне верхнего торца инжектора 23 (фиг.3). После этого присоединяют (например, прикручивают) к пробке 9 (фиг.4) технологическую штангу 26, подают давление в открывающую гидравлическую полость 18 (фиг.7) верхней камеры 17 двухкамерного герметизатора 16, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 24 верхней камеры 17 двухкамерного герметизатора 16, опускают центральную лифтовую колонну 6 (фиг.4) с верхним наконечником 7, пробкой 9 и технологической штангой 26 до того положения, когда пробка 9 окажется ниже уплотнительной манжеты 24 (фиг.7) верхней камеры 17 двухкамерного герметизатора 16. Затем подают давление в закрывающую гидравлическую полость 19 верхней камеры 17 двухкамерного герметизатора 16, тем самым герметизируя технологическую штангу 26 (фиг.4), затем подают давление в открывающую гидравлическую полость 21 (фиг.7) нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 25 нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16, после чего центральную лифтовую колонну 6 (фиг.4) с верхним наконечником 7, пробкой 9 и технологической штангой 26 опускают до положения, когда пробка 9 окажется ниже уплотнительной манжеты 25 (фиг.7) нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость 22 нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16, тем самым герметизируя технологическую штангу 26 (фиг.4). Ступенчатое пропускание верхнего наконечника 7 с пробкой 9 и технологической штангой 26 через двухкамерный герметизатор 16 (фиг.3) связано с утолщением верхнего наконечника 7 (фиг.4) в месте присоединения пробки 9. Затем опускают центральную лифтовую колонну 6 (фиг.3) через превентор 15 и надкоренную задвижку 14 до совпадения посадочной поверхности (например, конической) 27 (фиг.5) верхнего наконечника 7 и посадочной поверхности (например, конической) 28 радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 13. После этого фиксируют верхний наконечник 7 центральной лифтовой колонны 6 в радиальном трубодержателе центральной лифтовой колонны 13 с помощью радиальных крепежных элементов (например, при помощи установки штырей-ловителей 29 в радиальные углубления 30, выполненные на верхнем наконечнике 7). Затем извлекают из верхнего наконечника 7 пробку 9 при помощи технологической штанги 26 и поднимают пробку 9 с технологической штангой 26 выше уровня надкоренной задвижки 14 (фиг.3). Затем закрывают надкоренную задвижку 14, подают давление в открывающие гидравлические полости 18, 21 (фиг.7) двухкамерного герметизатора 16, в результате чего разжимают уплотнительную манжету 24 верхней камеры 17 и уплотнительную манжету 25 нижней камеры 20 двухкамерного герметизатора 16. После этого окончательно извлекают наружу технологическую штангу 26 (фиг.4) с пробкой 9 и демонтируют противовыбросное оборудование 31 (фиг.3) (превентор 15, двухкамерный герметизатор 16) и спускоподъемное оборудование 32 (инжектор 23 и спускоподъемное устройство 11). Затем на надкоренную задвижку 14 монтируют верхнюю часть фонтанной арматуры 33 (фиг.2). Присоединяют к существующей устьевой обвязке 5 скважины 1 управляющий комплекс контроля и управления работой скважины 34 при помощи трубопроводов 35, 36, 37. После этого открывают надкоренную задвижку 14 (фиг.3) и оказывают внешнее воздействие на управляемый клапан 10 (фиг.6), присоединенный к нижнему наконечнику 8 (например, подают давление в сквозной канал 38 поршня 39), в результате чего срезают штифты 40, поршень 39 смещается вниз, сквозной канал 38 поршня 39 и сквозные выточки 41 корпуса 42 сообщаются между собой, в результате чего соединяют объемы основной 3 (фиг.2) и центральной 6 лифтовых колонн. Затем проводят газодинамические исследования скважины 1. После этого производят пуск скважины 1 в шлейф по двум лифтовым колоннам (основной 3 и центральной 6).

Для реализации способа перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам и достижения технического результата предлагается устройство, содержащее основную лифтовую колонну 3 (фиг.2), центральную лифтовую колонну 6, нижнюю часть фонтанной арматуры 4 с коренной задвижкой 12, верхнюю часть фонтанной арматуры 33 с надкоренной задвижкой 14, а также устьевую обвязку 5 с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины 34. Новым является то, что имеется спускоподъемное устройство 11 (фиг.3) и инжектор 23, в качестве центральной лифтовой колонны 6 использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор 16 (см. также фиг.7), состоящий из верхней камеры 17 (фиг.7) с двумя гидравлическими полостями (открывающей 18 и закрывающей 19) и нижней камеры 20 с двумя гидравлическими полостями (открывающей 21 и закрывающей 22), имеется превентор 15 (фиг.3), на начало и конец центральной лифтовой колонны 6 герметично установлены соответственно верхний 7 (фиг.4) и нижний 8 (фиг.3, см. также фиг.6) наконечники, к нижнему наконечнику 8 жестко и герметично присоединен управляемый клапан 10, установленный между объемами основной 3 и центральной лифтовых колонн 6, имеется пробка 9 (фиг.4), в пробке 9 и верхнем наконечнике 7 выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения 46, 47, имеется технологическая штанга 26, в технологической штанге 26 и пробке 9 выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения 48, 49, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами) 13 (фиг.3).

Более детальное описание примера конкретного исполнения устройства приведено ниже. Устройство состоит из части оборудования, входящего в состав реконструируемой скважины 1 (фиг.1) (обсадной колонны 2, концентрично установленной в нее основной лифтовой колонны 3, аксиально установленной на обсадную 2 и основную лифтовую колонну 3 нижней части фонтанной арматуры 4, устьевой обвязки 5), вновь вводимого оборудования (верхней часть фонтанной арматуры 33 (фиг.2), радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 13 (фиг.3), верхнего 7 (фиг.4) и нижнего 8 наконечников (фиг.3, см. также фиг.6), управляемого клапана 10 (см. также фиг.6), управляющего комплекса контроля и управления работой скважины 34 (фиг.2), трубопроводов 35, 36, 37, прикрепленных к боковым отводам 43, 44 соответственно верхней 33 и нижней 4 частей фонтанной арматуры и к запорной арматуре 45), а также оборудования, при помощи которого производится герметичный спуск центральной лифтовой колонны (комплекта спускоподъемного оборудования 32 (фиг.3) (спускоподъемного устройства 11, инжектора 23); комплекта противовыбросного оборудования 31 (двухкамерного герметизатора 16 (см. также фиг.7), превентора 15), пробки 9 (фиг.4), технологической штанги 26). Верхний наконечник 7 состоит из концентрично расположенных цилиндрического корпуса 50, штуцера 51 и уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 52, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности штуцера 51. На наружной поверхности корпуса 50 выполнены радиальные углубления 30 (например, конические), имеющие возможность сопряжения со штырями-ловителями (например, с конической присоединительной частью) 29 (фиг.5), установленными в корпусе радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 13, и посадочная поверхность (например, коническая) 27 (фиг.4), имеющая возможность сопряжения с посадочной поверхностью (например, конической) 28 (фиг.5) радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны 13. На наружной поверхности штуцера 51 (фиг.4) сформирован узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненный в виде внутренней резьбовой поверхности) 46. Между корпусом 50 и штуцером 51 жестко закреплена (например, опрессована) центральная лифтовая колонна 6. Цилиндрическая пробка 9 имеет с одного конца узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, левую резьбу) 48 и узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненный в виде наружной резьбовой поверхности) 47 с другого конца, к которому присоединен (например, прикручен) узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, выполненный в виде внутренней резьбовой поверхности) 46 верхнего наконечника 7. Технологическая штанга 26 состоит из: концентрично расположенных вала 53 с цилиндрической наружной поверхностью и корпуса 54 с внутренней цилиндрической поверхностью, с двух сторон которого сформированы центральные резьбовые отверстия, верхнего хвостовика 55, аксиально присоединенного к валу 53 с одной стороны (например, при помощи штифта 56), нижнего хвостовика 57, аксиально присоединенного к валу 53 с другой стороны (например, при помощи штифта 56), подшипниковых опор 58, радиально установленных (например, запрессованных) на хвостовики 55, 57, верхней торцевой крышки 59 со сквозным центральным отверстием и радиальными канавками на наружной поверхности, вкрученной в центральное резьбовое отверстие корпуса 54 со стороны верхнего хвостовика 55, нижней торцевой крышки 60 со сквозным центральным отверстием и радиальными канавками на наружной поверхности, вкрученной в центральное резьбовое отверстие корпуса 54 со стороны нижнего хвостовика 57, уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 61, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности торцевых крышек 59, 60. На нижнем хвостовике 57 сформирован узел жесткого разъемного аксиального сопряжения (например, левая резьба) 49, на верхнем хвостовике 55 сформирована присоединительная поверхность в виде квадрата. Нижний наконечник 8 (фиг.6, см. также фиг.3) состоит из: концентрично расположенных корпуса 62 и штуцера 63, на наружной поверхности которого сформированы радиальные канавки и аксиально расположенная присоединительная часть (например, выполненная в виде резьбы) 64, и уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 65, установленных в радиальных канавках на наружной поверхности штуцера 63. Между корпусом 62 и штуцером 63 жестко закреплена (например, опрессована) центральная лифтовая колонна 6. Управляемый клапан 10 состоит из: неподвижного корпуса 42, со сквозным центральным отверстием (например, ступенчатым), радиальными отверстиями и сквозной радиальной выточкой 41, с двух сторон которого сформированы присоединительные поверхности (например, резьбовые отверстия) 66, 67, подвижного поршня 39 со сквозным каналом 38, образованным пересечением сквозного радиального отверстия и глухого центрального отверстия, установленного в центральное отверстие корпуса 42, уплотнительных элементов (например, уплотнительных колец) 68, установленных в радиальные канавки, сформированные на наружной поверхности поршня 39, фиксирующих элементов (например, установочных винтов) 40, установленных в радиальные отверстия корпуса 42, заглушки 69, соединенной (например, скрученной) с присоединительной поверхностью (например, резьбовым отверстием) 66 корпуса 42. К присоединительной поверхности (например, резьбовому отверстию) 67 корпуса 42 прикреплена (например, прикручена) присоединительная поверхность нижнего наконечника 8 (например, выполненная в виде наружной резьбы 64). Радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны 13 (фиг.5), установленный между коренной задвижкой 12 (фиг.3) и надкоренной задвижкой 14, состоит из: цилиндрического корпуса 70 (фиг.5) со сквозным ступенчатым центральным отверстием, с опорной поверхностью 28 (например, конической) и с радиально расположенными отверстиями, аксиально установленной на корпусе 70 цилиндрической головки 71 со сквозным центральным отверстием, установленного между корпусом 70 и головкой 71 центрирующего элемента (например, кольца) 72, крепежных элементов 73, соединяющих между собой корпус 70 и головку 71, штырей-ловителей (например, с конической присоединительной частью) 29, расположенных в радиальных отверстиях корпуса 70.

Благодаря тому что способ перевода скважин на эксплуатация по двум лифтовым колонам включает: установку на центральную лифтовую колонну с двух сторон двух наконечников (верхнего и нижнего), к которым присоединяются пробка и управляемый клапан, заглушающие центральную лифтовую колонну во время ее спуска, спуск центральной лифтовой колонны с применением спускоподъемного (спускоподъемное устройство, инжектор) и противовыбросного (двухкамерный герметизатор, превентор) оборудования, закрепление центральной лифтовой колонны в фонтанной арматуры при помощи трубодержателя центральной лифтовой колонны с радиальными крепежными элементами, извлечение после спуска центральной лифтовой колонны пробки с помощью технологической штанги, подачу управляющего воздействия на управляемый клапан после спуска центральной лифтовой колонны, приводящего к его открытию, возможно производить спуск центральной лифтовой колоны без извлечения из скважины основной лифтовой колонны, без извлечения подземного оборудования, расположенного между объемами основной лифтовой колонны и обсадной колонны, без глушения скважины. Включение в устройство для перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам трубодержателя центральной лифтовой колонны с радиальными крепежными элементами позволяет производить спуск центральной лифтовой колонны без демонтажа нижней части фонтанной арматуры, при условии ее исправности.

Литература

1. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин/ перевод с английского. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2008. - 384 с, ил. (стр.109-110, рис.7.1).

2. Р Газпром 2-3.3-556-2011: Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам - М.: ОАО «Газпром», 2011 (стр.3, 6-7, рис.3).

3. Р Газпром 2-3.3-556-2011: Технические требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам - М.: ОАО «Газпром», 2011 (стр.3-6, рис.1).

1. Способ перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, включающий спуск в скважину, например, газовую или газоконденсатную, 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 - основной и центральной, через управляющий комплекс контроля и управления работой скважины, отличающийся тем, что для спуска центральной лифтовой колонны 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, после этого перекрывают коренную задвижку, входящую в состав нижней части фонтанной арматуры, на коренную задвижку устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны с радиальными крепежными элементами, на который устанавливают надкоренную задвижку, к ней присоединяют превентор, на превентор устанавливают двухкамерный герметизатор, затем к верхнему торцу герметизатора присоединяют инжектор, затем в непосредственной близости от скважины устанавливают спускоподъемное устройство, после чего пропускают центральную лифтовую колонну концом через инжектор, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны, затем центральную лифтовую колонну пропускают через двухкамерный герметизатор, после чего 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, после чего опускают центральную лифтовую колонну до того положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты верхней камеры двухкамерного герметизатора, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу, затем 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 камеры двухкамерного герметизатора, после этого извлекают наружу технологическую штангу с пробкой, демонтируют противовыбросное оборудование - превентор, двухкамерный герметизатор, демонтируют комплект спускоподъемного оборудования - инжектор и спускоподъемное устройство, после чего 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.

2. Устройство для осуществления способа перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, содержащее основную лифтовую колонну, центральную лифтовую колонну, нижнюю часть фонтанной арматуры с коренной задвижкой, верхнюю часть фонтанной арматуры с надкоренной задвижкой, а также устьевую обвязку с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины, отличающийся тем, что имеется спускоподъемное устройство и инжектор, в качестве центральной лифтовой колонны использована гибкая полимерная, в том числе армированная труба, имеется двухкамерный герметизатор, состоящий из верхней камеры с двумя гидравлическими полостями - открывающей и закрывающей, и нижней камеры с двумя гидравлическими полостями - открывающей и закрывающей, имеется превентор, на начало и конец центральной лифтовой колонны герметично установлены, соответственно, верхний и нижний наконечники, к нижнему наконечнику жестко и герметично присоединен управляемый клапан, установленный между объемами основной и центральной лифтовых колонн, имеется пробка, в пробке и в верхнем наконечнике выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется технологическая штанга, в технологической штанге и в пробке выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны с радиальными крепежными элементами.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины.

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.

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.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин.

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 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.

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Техническим результатом является повышение точности определения технического состояния УЭЦН за счет использования классификаторов, отражающих одновременно вероятности присутствия пяти классов технического состояния УЭЦН. Устройство содержит дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, включающее погружной электродвигатель. Дополнительно в состав устройства введены блоки погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Устройство по одному из вариантов содержит скважину с пакерами, разделяющими ее на две или более полости, сообщенные с двумя или более продуктивными пластами, погружной насос и клапанную систему для подключения к входу насоса одного или нескольких пластов. Ниже пакеров установлен хвостовик, сообщенный с лифтовыми трубами, а отверстие для сообщения с насосом у межпакерной полости размещено на максимальном удалении от пакеров, но не ниже кровли сообщенного с этой полостью пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи. Способ включает определение среднего расстояния между трещинами, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, спуск на насосно-компрессорных трубах устройств для контроля притока в горизонтальный ствол скважины, отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом горизонтальный ствол скважины разделяют водонабухающими пакерами на секции, с длиной каждой секции от 20 м до 50 м в зависимости от расстояния между трещинами и длины горизонтального ствола. Устройства контроля притока в горизонтальный ствол скважины выполняют с диаметром d отверстий в стенках, сопоставимым с размерами капиллярных трубок для нефти данного коллектора, а сами отверстия выполняют из гидрофобного материала. Длину каждого устройства контроля притока выполняют длиной от 5 м до 12 м и устанавливают в количестве не более 5 штук в каждой секции между пакерами, общее количество отверстий N в устройствах контроля притока во всем горизонтальном стволе, депрессии и диаметром d отверстий определяют по соотношению. Добычу продукции скважины ведут при условии, чтобы гидродинамические силы, создаваемые забойным давлением, не превышали капиллярные силы продвижения нефти через отверстия устройств контроля притока, т.е. чтобы депрессия в скважине удовлетворяла упомянутому соотношению. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции. Выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м3/сут, производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты. В таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины. При увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения, производят увеличение объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти. Периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для регулирования добычи флюида или закачки рабочего агента в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов в скважине. Установка содержит НКТ, по меньшей мере, один пакер, электрический кабель, одно или несколько запорно-перепускных устройств. Установка дополнительно содержит устройство управления, расположенное на устье, и, по меньшей мере, один погружной электродвигатель, закрепленный на НКТ и соединенный с запорно-перепускным устройством, а также соединенный посредством электрического кабеля с устройством управления. Кроме того, установка содержит исполнительный механизм в виде плунжерной пары или поршневой пары с функциями гидравлического напорного насоса с гидравлическим напорным каналом, соединяющим погружной электродвигатель с запорно-перепускным устройством или гидравлический исполнительный механизм в виде гидравлического напорного насоса, по меньшей мере. с одним гидравлическим напорным каналом. Технический результат заключается в оптимизации и повышении надежности работы установки. 14 з.п. ф-лы, 14 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.

Наверх