Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)

Авторы патента:


Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)

 


Владельцы патента RU 2534688:

Гарипов Олег Марсович (RU)
ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии" (RU)

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками. При этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками. Технический результат заключается в упрощении технологического процесса одновременно-раздельной добычи нефти и утилизации пластовой воды. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 18 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти путем гравитационного разделения флюида в скважине на углеводородные флюиды и пластовую воду с последующим отбором нефти в виде углеводородных флюидов и закачкой пластовой воды в поглощающий пласт, а также для контроля и проведения прямых замеров на устье.

Известна Система для утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, содержащая, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с сепаратором, выход сепаратора по нефти с остаточными водой и газом соединен с первым насосом-компрессором, выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, выход которого соединен с диспергатором, соединенным с нагнетательной скважиной или с водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин (Патент РФ №2317408, E21B 43/16 опубл. 20.02.2008 г.).

Недостатком данного технического решения является то, что данная система имеет сложную конструкцию и ограничено в применении.

Известен Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, заключающийся в том, что продукцию скважины направляют на сепаратор, в котором ее разделяют на малообводненную нефть с остаточным газом, воду и газ, затем воду и газ в смеси направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают водогазовую смесь в нагнетательную скважину или скважины, при этом перед закачкой водогазовой смеси в нагнетательную скважину или скважины на выходе из насоса-компрессора диспергируют водогазовую смесь с получением мелкодисперсной водогазовой смеси с газосодержанием от 10 до 30 об.% при давлении 15 МПа и выше. (Патент РФ №2317408, ED21B 43/16 опубл. 20.02.2008 г.).

Недостатком данного технического решения является то, что данное решение ограничено в применении, кроме того, способ не предусматривает утилизацию воды в пласт в пределах одной добывающей или нагнетательной скважины.

Известна Система сбора продукции высокообводненных скважин и утилизации пластовой воды, содержащая добывающие скважины, добывающие скважины с высокой обводненностью и бездействующие обводненные скважины, групповую замерную установку - ГЗУ, насос-компрессор, выход которого через распределительную гребенку соединен с нагнетательными скважинами, отличающаяся тем, что добывающие скважины с высокой обводненностью соединены выкидными линиями ГЗУ непосредственно, по крайней мере, с одним насосом-компрессором для закачки продукции скважин с высокой обводненностью в бездействующие обводненные скважины по выкидным линиям ГЗУ и далее по лифтовым трубам через насадок, состоящий из головки с присоединительной резьбой и двух отводов, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которые обеспечивают возможность формирования плоского тангенциального пристеночного нисходящего под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины потока закачиваемой жидкости, в центральной части которого обеспечена нулевая скорость нисходящего потока с вытеснением в нее глобул нефти и газа и образованием их восходящего потока с непрерывным накоплением в верхней части ствола скважины, при этом отбор нефти и газа обеспечен из межтрубного пространства фонтанным способом в нефтесборный коллектор с нагнетанием воды в пласт (Патент РФ №2435943, E21B 43/16 опубл. 10.12.2011 г., прототип).

Недостатком данного технического решения является то, что система сбора очень сложная, дорогая в использовании и нуждается в обвязке на устье с замерной установкой - ГЗУ, насос-компрессором и др.

Известен Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, заключающийся в том, что продукцию обводненных скважин направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают через распределительную гребенку в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку осуществляют в бездействующие обводнившиеся скважины по лифтовым трубам через насадок, имеющий два отвода, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которыми формируют плоский тангенциальный пристеночный нисходящий под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины поток закачиваемой жидкости (Патент РФ №2435944, E21B 43/16 опубл. 10.12.2011 г., прототип).

Недостатком данного технического решения является ограничение в его использовании, так как закачку осуществляют только в бездействующие скважины по лифтовым трубам. Кроме того, в указанном способе не предусмотрена внутрискважинная утилизация пластовой воды в пласт в пределах одной добывающей или нагнетательной скважины.

Предлагаемые технические решения позволяют избежать указанные выше недостатки, а также позволяют утилизировать скважинную жидкость в виде пластовой воды и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившихся от пластовой воды, непосредственно из скважины, тем самым упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, что позволяет уменьшить затраты на отделение и перекачку пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды.

Поставленная цель достигается тем, что Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками, дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, по меньшей мере, одним перепускным устройством, разъединителем, по меньшей мере, одним посадочным устройством, полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом, по меньшей мере, одним сквозным отверстием, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.

Способ добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающий скважину с продуктивным и поглощающим пластами, установку в скважину НКТ, глубинного насоса, по меньшей мере, одного пакера между продуктивным и поглощающим пластами, отбор флюида из продуктивного пласта и подачу его посредством глубинного насоса через трубное пространство в межтрубное пространство, гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды осуществляют посредством перепуска флюида через перепускные отверстия из трубного пространства в межтрубное пространство, после чего осуществляют извлечение углеводородных флюидов из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт, утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом, или самотеком, трубное пространство представляет собой внутреннее пространство полой вставки, извлечение углеводородных флюидов из скважины осуществляют из межтрубного или трубного пространств скважины посредством устьевой арматуры, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводороды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве физических свойств добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида физическим свойствам закачиваемой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводороды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве значений плотности закачиваемой воды, замеренной на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала, плотности закачиваемой пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала физическим параметрам закачиваемой пластовой воды, задают режим отбора углеводородных флюидов посредством установки перепускных устройств на входе в устьевую арматуру, задают режим отбора флюида или закачки пластовой воды посредством установки посадочного элемента с перепускным устройством, дополнительно осуществляют контрольные замеры дебита и обводненности флюида в скважине устьевыми прямыми замерами дебита и обводненности закрытом перепускном устройстве или перепускных устройств и открытой устьевой задвижке без закачки в поглощающий пласт, дополнительно осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине посредством глубинных геофизических измерительных приборов.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками, НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена заглушкой и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием, муфтами с перепускными отверстиями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины, пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.

Способ добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающий добывающую скважину с продуктивным пластом и нагнетательную скважину с поглощающим пластом, установку в добывающую скважину НКТ и глубинного насоса, установку в нагнетательную скважину НКТ заданной длины, отбор флюида с заданным давлением из добывающей скважины через НКТ с флюида с заданным давлением в НКТ заданной длины нагнетательной скважины через устьевую арматуру, гравитационное разделение флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважине на пластовую воду и углеводородные флюиды, которое осуществляют посредством перепуска флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины, извлечение углеводородных флюидов из межтрубного пространства нагнетательной скважины посредством устьевой арматуры с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт нагнетательной скважины, при этом перепуск флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины осуществляют через, по меньшей мере, одно перепускное отверстие в НКТ заданной длины, утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт осуществляют самотеком или принудительно под давлением, созданным глубинным насосом, режим отбора флюида из НКТ добывающей скважины регулируют установкой перепускных устройств в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств в устьевой арматуре нагнетательной скважины, задают режим отбора флюида или закачки пластовой воды посредством установки посадочного элемента с перепускным устройством.

На фиг.1 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным отверстием для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую в верхний пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства, на фиг.2 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным клапаном, на фиг.3 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором, на фиг.4-5 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше и ниже насоса, НКТ с перепускными отверстиями, со вставкой в виде глухой перемычки, дистанционно управляемый с устья пакер в состоянии «закрыто-запакеровано» (фиг.4) и в состоянии «открыто» фиг.5, на фиг.6 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, на фиг.7 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.8 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «открыто», на фиг.9 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с вставкой, на фиг.10 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ со вставкой, с перепускными отверстиями и со сквозным отверстием для отвода газа, полая вставка с двумя герметизирующими узлами, на фиг.11 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с измерительными приборами в скважине, на фиг.12 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для дополнительного контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими вставками, перекрывающими полость внутри НКТ, с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.13 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией воды с дополнительными контролем и проведением прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими сборными вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.14 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с глухой вставкой в виде перемычки, перекрывающей НКТ, под или над которой размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.15 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для дополнительного проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.16 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с двумя вставками, перекрывающими НКТ, под или над которыми размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.17 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускным отверстием и с измерительными приборами в нагнетательной скважине, на фиг.18 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускными отверстиями для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, с пакером с перепускной трубкой в нагнетательной скважине.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) содержит НКТ 1, устьевую арматуру с задвижками 2 и 3, глубинный насос 4, дополнительно снабженный кожухом 5 и хвостовиком 6 в виде участка НКТ, по меньшей мере, один пакер 7, скважину с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами, перепускные отверстия 10.

Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.

Пакер 7 расположен между поглощающим 9 и продуктивным 8 пластами, например на хвостовике 6, которым дистанционно управляют с устья или он работает в автономном режиме.

Перепускные отверстия 10 выполнены с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в НКТ 1.

Перепускные отверстия 10 обеспечивают переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, значительно превышающее трубное пространство.

Углеводородные флюиды в скважине представляют собой пластовую безводную или малообводненную нефть с попутным газом частично или полностью гравитационно отделившуюся от пластовой воды.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена элементами, которые используют в составе подвески НКТ 1 разных диаметров переводником, например муфтами, патрубками, центратором, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, разъединителем 13, по меньшей мере, одним посадочным устройством 14, по меньшей мере, одной вставкой 15, расположенной в НКТ 1, полой вставкой 16 с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом 17, расположенной в НКТ 1 и/или пакере 7, и, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18.

Перепускные отверстия 10 выполнены, например, в НКТ 1, в стволе пакера 7, в элементах, расположенных на НКТ 1, например в муфтах, в патрубках, в центраторах, в разъединителях.

Перепускное устройство 12 служит для регулируемого перепуска, например, добываемого флюида из трубного пространства в межтрубное пространство под заданным давлением, и гидравлически связывает их между собой, и расположено, например, в НКТ 1.

Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускным отверстием 10, штуцер или регулятор расхода или давления, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 10, при этом перепускное устройство 12, например, в виде регулятора давления с сильфонным клапаном заряжено на заданное давление.

Перепускным устройством 12 дистанционно управляют с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля или оно работает в автономном режиме.

Например, перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородов из межтрубного пространства в трубное пространство (фиг.10); перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 ниже вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство (фиг.12).

Посадочное устройство 14 расположено, например, на НКТ 1.

Вставка 15 представляет собой перемычку и расположена в НКТ 1 для разобщения пропускного пространства НКТ 1, дополнительно обеспечивая, например, регулирование потока флюида в НКТ 1, направляя поток флюида в межтрубное пространство через перепускные отверстия 10, выполненные в НКТ 1.

Вставка 15 выполнена монолитной, сборной и дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18, например, поперечным, наклонным, выполненным с возможностью гидравлической связи пространств под или над вставкой 15, дополнительно обеспечивая, например, отвод газа, перепуск противоположно направленного потока.

Вставка 15 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.

Например, вставка 15 разделяет пропускное пространство в НКТ 1 на две части, а перепускное отверстие 10 или сквозное отверстие 18, выполненное во вставке 15, гидравлически соединяют между собой внутреннее пространство НКТ 1 с межтрубным пространством.

Вставка 15 расположена в НКТ 1, в элементах НКТ 1, например в муфтах, в центраторе над или под вставкой 15. Например, вставка 15 в сборном исполнении снабжена перепускным 10 и сквозным отверстием 18.

По меньшей мере, одно сквозное отверстие 18 расположено, например, в НКТ 1, в полой вставке 16.

Например: по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает переток газа из малого межтрубного пространства в межтрубное пространство (фиг.10); по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 под пакером 7 и над нижним герметизатором 17, дополнительно обеспечивает переток газа или углеводородных флюидов из межтрубного пространства в малое межтрубное пространство (рис.10).

Перепускное отверстие 10 обеспечивает гидравлическое соединение трубного и межтрубного пространств, которое необходимо для обеспечения процесса гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве, тогда как сквозные отверстия 18 выполняют функции, например, для перепуска газа, обеспечения разнонаправленных движений флюидов в скважине и пр.

Например, при наличии двух вставок 15 в одной из них выполнено перепускное отверстие 10, обеспечивающее переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, а в другой вставке 15 выполнено сквозное отверстие 18, обеспечивающее переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство.

Полая вставка 16 дополнительно обеспечивает отсечение разнонаправленных потоков, например, расположенная внутри НКТ 1, разделяет поток флюида по направлениям внутри полой вставки 16 от пространства между полой вставкой 16 и НКТ 1, создавая малое межтрубное пространство для отвода газа, выделившегося из скважинного флюида.

Например, полая вставка 16, по меньшей мере, с одним сквозным отверстием 18 дополнительно обеспечивает перепуск флюида.

Межтрубное пространство представляет собой пространство между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 19, а трубное пространство представляет собой внутреннее пространство в НКТ 1 или в полой вставке 16. Перепуск флюида осуществляют в межтрубное пространство.

Малое межтрубное пространство образовано между НКТ 1 и полой вставкой 16, например, для отвода газа, выделившегося из флюида.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) осуществляет способ, основанный на гравитационном разделении флюида, следующим образом.

В эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10 и с глубинным насосом 4 и, по меньшей мере, с одним пакером 7, при этом пакер 7 устанавливают между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу.

Осуществляют отбор флюида из продуктивного 8 пласта и подачу его посредством глубинного насоса 4 через трубное пространство в межтрубное пространство. Затем осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида через перепускные отверстия 10 из трубного пространства в межтрубное пространство. После чего извлекают углеводородные флюиды из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт 9.

Например, в эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10, с глубинным насосом 4, по меньшей мере, с одним измерительным прибором 11, установленным в скважине, с одним пакером 7, установленным между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу, которым осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 через хвостовик 6 и подачу флюида в трубное пространство НКТ 1. Затем через перепускные отверстия 10 осуществляют перепуск флюида в межтрубное пространство скважины, где происходит гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды после перепуска флюида через перепускные отверстия 10. После чего посредством устьевой арматуры извлекают выделившийся углеводородный флюид из межтрубного пространства и одновременно утилизируют пластовую воду в поглощающий пласт 9.

После перепуска флюида через перепускные отверстия 10, например перепускные отверстия 10 НКТ 1 и/или перепускные отверстия 10 муфты, в межтрубное пространство флюид в межтрубном пространстве замедляет свое течение и гравитационно разделяется на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные под действием гравитационных сил.

Выделенная в процессе гравитационного разделения флюида пластовая вода опускается, как более тяжелая, в межтрубном пространстве и утилизируется в поглощающий пласт 9 принудительно или самотеком.

Утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт 9 осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом 4.

Углеводородные флюиды, выделенные в процессе гравитационного разделения флюида, то есть частично или полностью очищенные от пластовой воды, например, в виде газированного углеводородного флюида, поднимаются по межтрубному пространству, так как они легче пластовой воды, после чего осуществляют их извлечение из скважины.

Углеводородные флюиды извлекают из трубного или межтрубного пространства скважины.

Например, из трубного пространства углеводородные флюиды извлекают вследствие их прохождения из межтрубного пространства в трубное пространство, например, через перепускные устройства 12, расположенные в НКТ 1, а из межтрубного пространства извлекают посредством устьевой арматуры.

Под давлением, созданным глубинным насосом 4, углеводородные флюиды, например нефть и газ, частично или полностью отделенные за счет разной плотности (удельного веса) при гравитационном разделении от пластовой воды, через фонтанную арматуру поступают на устье в нефтесборный коллектор (на фиг. не показано).

Дополнительно осуществляют кратковременный контроль за состоянием флюида в скважине в процессе извлечения флюида на поверхность (без закачки флюида в поглощающий пласт 9) посредством проведения прямых замеров дебита и обводнености на устье скважины при закрытом перепускном устройстве или перепускных устройствах 12 с перепускными отверстиями и открытой устьевой задвижке 2 или 3, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени. Например, с помощью прямого устьевого замера осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине, по меньшей мере, одним измерительным геофизическим прибором 11, например, резистивиметром, влагомером, дифференциальным манометром, плотномером, одновременно-раздельно добывая углеводородные флюиды или закачивая пластовую воду в пласт, или осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 глубинным насосом 4 с его подачей в трубное пространство НКТ 1 с последующим кратковременным извлечением всего объема флюида из добываемого пласта 8 на поверхность для устьевых замеров его параметров кратковременно без закачки флюида в поглощающий пласт 9, в этом случае глубинный клапан 12 находится в состоянии «закрыто», устьевая задвижка 2 или 3 на арматуре открыта, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени.

Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или на заданных глубинах в интервале гравитационного разделения, при этом окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводородные флюиды определяют по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются, то есть будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой - закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.

Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.

Если неизвестны данные по параметрам очищенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные углеводородных флюидов и пластовой воды и если данные с измерительных приборов 11, например, расположенных на расстоянии 100 м, не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды в интервале расположения измерительных приборов 11 считается завершенным.

Наряду с этим дополнительно после одновременно-раздельной добычи или закачки (фиг.14, 15), закрыв глубинное перепускное отверстие 10, производят замер дебита и обводненности, например, на устье без изменения режима работы глубинного насоса 4, что даст при тестовой проверке более достоверную информацию о дебите глубинного насоса 4 и обводненности флюида. При сравнении параметров эксплуатации скважины с одним режимом работы глубинного насоса 4 по отбору флюида из продуктивного пласта 8 с закачкой или без закачки можно определить, что в рабочем режиме произошло полностью или частичное гравитационное разделение флюида.

Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, например скважинного глубинного прибора, устьевого прибора, и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями 10, например, устьевого штуцера или глубинного регулятора расхода или давления, на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 из скважины.

Также задают режим отбора углеводородных флюидов или закачки пластовой воды посредством установки посадочного устройства 14 с перепускным устройством 12, например глубинным штуцером, газлифтным клапаном или регулятором с перепускными отверстиями 10.

Кроме того, дополнительно периодически производят замер дебита и обводненности на устье и далее переводят скважину на одновременно-раздельную кратковременную добычу без закачки с применением глубинного отсекающего устройства, например автономно с помощью заряженного газлифтного клапана или дистанционно-управляемого клапана.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) содержит добывающую скважину 20, оборудованную НКТ 1 с глубинным насосом 4, нагнетательную скважину 21, оборудованную НКТ 1 заданной длины, при этом НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками 2 и 3.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10 и заглушкой.

НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой устьевой арматурой с задвижками 2 и 3, например, посредством коллектора труб.

Перепускное отверстие 10 выполнено с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в нижней части НКТ 1.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 представляет собой участок НКТ заданной длины, при этом ее длину определяют в зависимости от объема отбора флюида.

Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена муфтами или центраторами, переводниками и другими элементами оборудования подвески НКТ 1.

Муфта, центратор, переводник, расположенные на НКТ 1, дополнительно снабжены, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, например штуцером или регулятором расхода или давления, расположенным на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры с задвижками 2 и 3 добывающей скважины 20, разъединителем 13 и пакером 7 с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине 21.

Перепускное устройство 12 служит для перепуска добываемого флюида из НКТ 1 в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает между собой внутреннее пространство НКТ 1 и межтрубное пространство.

Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускными отверстиями 10, штуцер или регулятор расхода или давления с перепускными отверстиями 10, при этом перепускное устройство 12 заряжено на заданное давление.

Перепускное устройство 12 дистанционно управляемо с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля или работает в автономном режиме.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) осуществляет способ, основанный на гравитационном разделении флюида, следующим образом.

Установку располагают в эксплуатационной колонне 19 добывающей скважины 20 с продуктивным пластом 8 и в эксплуатационной колонне 21 нагнетательной скважины 22 с поглощающим пластом 9, при этом НКТ 1 с глубинным насосом 4 устанавливают в эксплуатационную колонну 19 добывающей скважины 20, а НКТ 1 заданной длины устанавливают в эксплуатационную колонну 19 нагнетательной скважины 21.

Подают питание на глубинный насос 4, например ЭЦН, и запускают его в работу.

В зависимости от параметров скважин осуществляют подбор давления для режима отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 и подачу флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 в режиме заданного давления.

Отбор флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 осуществляют глубинным насосом 4 через НКТ 1 добывающей скважины 20, устьевую арматуру с задвижками 2, 3 с последующей подачей флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.

В процессе подачи флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 через устьевую арматуру с задвижками 2, 3 дополнительно осуществляют измерение заданных параметров, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 и их регулирование, например, путем подбора устьевых или глубинных штуцеров 12, после чего флюид с заданными параметрами поступает в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.

Заданной длиной НКТ 1 и местоположением перепускных отверстий 10 в ней регулируют интервал гравитационного разделения. Необходим оптимальный интервал для полного или частичного гравитационного разделения пластовой воды от добываемого флюида при минимальной длине спускаемой подвески НКТ 1 и, соответственно, для снижения затрат на НКТ и утилизацию попутно добываемой пластовой воды.

В нагнетательной скважине 21 осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида из НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21, в межтрубное пространство нагнетательной скважины 21, например, по меньшей мере, через одно перепускное отверстие 10, расположенное в нижней части НКТ 1.

Пластовая вода по межтрубному пространству самотеком или принудительно поступает в поглощающий пласт 9 нагнетательной скважины 21, а углеводородные флюиды поднимаются и их отбирают из межтрубного пространства нагнетательной скважины 21 посредством устьевой арматуры с задвижками 2, 3 с последующей подачей потребителю.

Например, отбор углеводородных флюидов из нагнетательной скважины 21 осуществляют при превышении скорости всплытия углеводородных флюидов над скоростью поглощаемой пластом 9 пластовой воды, определяя это превышение, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11.

Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, например скважинным глубинным прибором, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или заданных глубинах в интервале гравитационного разделения: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 4, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются и будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой-закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.

Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.

Однако если неизвестны данные по параметрам очищенной отделенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько глубинных измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные. Если данные, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11, например, расположенного на расстоянии 100 м, в интервале расположения, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводороды считается завершенным.

Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11 и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления, в устьевой арматуре скважины.

Посредством установки перепускных устройств 12, например штуцера или регулятора расхода или давления с перепускными отверстиями 10, в устьевой арматуре скважины дополнительно задают режим отбора, например, углеводородного флюида, флюида, например:

режим отбора флюида из НКТ 1 добывающей скважины 20 регулируют установкой перепускных устройств 12 в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины 20, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств 12 в устьевой арматуре нагнетательной скважины 21.

Режим отбора флюида или закачки пластовой воды дополнительно задают посредством установки посадочного элемента 14 с перепускным устройством 12, например глубинным штуцером или регулятором с перепускными отверстиями 10.

Примеры конкретного выполнения по варианту 1 приведены на фиг.1-16: на фиг.1 приведен пример с перепуском добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.2 приведен пример с перепускным клапаном, с заряженным на заданное давление для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом самотеком, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.3 приведен пример с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.4-5 приведен пример для периодического отсечения в межтрубное пространство добываемого флюида от нижнего пласта для проведения прямого замера параметров добываемого флюида, на фиг.6 приведен пример для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.7-8 приведен пример для периодического проведения прямого замера параметров добываемого с нижнего пласта флюида и перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.9 приведен пример, где добычу осуществляют с нижнего пласта, а перепуск добываемого флюида происходит в межтрубное пространство, и где происходит гравитационное разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.10 приведен пример, где газ из-под пакера отводят по малому межтрубному пространству, образованному между полой вставкой и НКТ, а добычу флюида осуществляют с нижнего пласта, при этом перепуск добываемого флюида в межтрубное пространство, обеспечивает разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.11 приведен пример, где добычу флюида осуществляют с нижнего пласта посредством механического внутрискважинного клапана с последующим перепуском в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ за счет перепуска через регулятор с перепускным отверстием, установленный в скважинной камере над механическим клапаном и под верхним пакером, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.12-13 приведены примеры проведения одновременно-раздельной добычи-закачки (ОРДЗ) и периодически осуществления прямого замера на устье при переводе гидравлического дистанционно-управляемого регулятора (ГДУР), например, с сильфонным клапаном в положение «закрыто». Третий верхний пакер предназначен для отсечения арматуры с кабельным вводом от высокого давления, создаваемого УЭЦН с высоким напором для проведения закачки под высоким давлением, где поглощаемый пласт «тугой» и слабо принимает пластовую воду; на фиг.14-15 приведены примеры проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто». УЭЦН со стандартным напором для скважин, где поглощаемый пласт будет поглощать на давлениях не выше давления опрессовки кабельного ввода или эксплуатационной колонны, на фиг.16 приведена схема размещения скважинного оборудования с дополнительными вариантами использования вставок, необходимых для проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто».

Примеры конкретного выполнения по варианту 2 приведены на фиг.17-18: на фиг.17 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.18 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство с пакером в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые по дополнительной трубке из межтрубного пространства. Пакер с перепускной трубкой позволяет отсекать-изолировать арматуру и верх колонны от воздействия высокого давления.

Предлагаемые технические решения позволяют утилизировать скважинную жидкость и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно в скважине, при этом упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, и как следствие, уменьшить затраты на отделение и перекачку попутной пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды, позволяют дополнительно осуществить прямые замеры в процессе добычи углеводородных флюидов.

1. Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды, включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием и заглушкой.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.

6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена муфтами с перепускными отверстиями.

7. Способ добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды, включающий добывающую скважину с продуктивным пластом и нагнетательную скважину с поглощающим пластом, установку в добывающую скважину НКТ и глубинного насоса, установку в нагнетательную скважину НКТ заданной длины, отбор флюида с заданным давлением из добывающей скважины через НКТ с последующей закачкой флюида с заданным давлением в НКТ заданной длины нагнетательной скважины через устьевую арматуру, гравитационное разделение флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид осуществляют посредством перепуска флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины, извлечение углеводородного флюида из межтрубного пространства нагнетательной скважины посредством устьевой арматуры с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт нагнетательной скважины.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что перепуск флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины осуществляют через, по меньшей мере, одно перепускное отверстие в НКТ заданной длины.

9. Способ по п.7, отличающийся тем, что утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт осуществляют самотеком или принудительно под давлением, созданным глубинным насосом.

10. Способ по п.7, отличающийся тем, что режим отбора флюида из НКТ добывающей скважины дополнительно регулируют установкой перепускных устройств в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины.

11. Способ по п.7, отличающийся тем, что режим отбора флюида из НКТ добывающей скважины дополнительно регулируют установкой перепускных устройств в виде штуцера или регулятора на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины.

12. Способ по п.7, отличающийся тем, что задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств в устьевой арматуре нагнетательной скважины.

13. Способ по п.7, отличающийся тем, что задают режим отбора флюида или закачки пластовой воды посредством установки посадочного элемента с перепускным устройством.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многофазных углеводородных залежей с отсутствием непроницаемых экранов между нефте- и газонасыщенными зонами пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.

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.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов. Все каналы гидравлически соединены с суммарным гидравлическим каналом, снабженным насосной установкой, а каждый из них соединен с соответствующим эксплуатационным объектом. Установка содержит также клапан-отсекатель, выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала одного из разобщенных эксплуатационных объектов к насосной установке. Один из пакеров установлен выше верхнего эксплуатационного объекта. Клапан-отсекатель размещен над ним или в его гидравлическом канале и выполнен в виде клапана-отсекателя с возможностью обеспечения переключения открытия/перекрытия гидравлического канала эксплуатационного объекта путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом. Клапан-отсекатель содержит корпус, установленный в нем полый подпружиненный элемент, выполненный с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси, который снабжен в верхней части седлом и запорным органом и радиальными отверстиями в стенке, а также снабжен направляющими в нижней части, ответными направляющим в корпусе, и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворот вокруг вертикальной оси, с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий для гидравлических каналов. В корпусе выполнены гидравлические каналы, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующим эксплуатационным объектом, а вторым концом - с полостью элемента посредством указанного радиального отверстия в стенке указанного элемента, находящегося в положении «открыто», при этом полость элемента со стороны запорного органа соединена с суммарным гидравлическим каналом. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Спускают колонны труб с фильтром. Разделяют горизонтальный ствол скважины на секции пакерами. Разделяют продукцию в скважине. Осуществляют одновременный отбор продукции и закачку воды. При этом участки пласта выделяют по проницаемости. При их отличии друг от друга в более чем два раза в местах границ участков размещают водонабухающие пакеры. Внутреннюю часть фильтра выполняют со сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра. Этой перегородкой разделяют фильтр на верхнюю и нижнюю части. Перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Капиллярные отверстия имеют диаметр не более 2 мм. Плотность размещения отверстий - не менее 50 отв./м. Горизонтальное положение перегородки контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра. Верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной. В жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, обеспечивают снижение доли воды. Обеспечивают подачу воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия в нижнюю часть фильтра. До перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер для отсечения межтрубного пространства скважины. Нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство. Эту воду с помощью насоса закачивают в другой пласт. Нижняя часть фильтра не имеет сообщения с колонной труб, на которых спускают фильтр. Верхняя часть фильтра имеет сообщение с колонной труб. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра подают в колонну труб, которую поднимают насосом на поверхность. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу. Полый корпус оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой, гильза оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, в которой установлено стопорное кольцо, гильза зафиксирована относительно полого корпуса срезным элементом. Сверху гильза снабжена посадочным седлом под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб шар. Напротив выпускного канала полого корпуса эксцентрично установлен регулируемый клапан, состоящий из подпружиненного вниз поршня со штоком и регулировочной гайки. Ниже поршня в клапане выполнена гидравлическая камера, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством полого корпуса, причем под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с пластом через выходное отверстие клапана, которое оснащено сменной насадкой, ввернутой в выходное отверстие клапана. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, два пакера, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса, скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, два блока регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащие модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, и регулируемые электроклапаны. Нижний пакер установлен выше нижнего пласта снаружи хвостовика. Верхний пакер установлен ниже верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерный участок скважины, в полости которого размещен погружной насос с входным модулем и электродвигателем, к последнему присоединен хвостовик, сообщающий нижний пласт с межпакерным участком через каналы хвостовика и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в хвостовике с перекрытием полости и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. В скважинной камере концентрично корпусу размещен цилиндр, сопряженный с муфтами перекрестного течения, сообщающий верхний пласт с межпакерным участком через радиальные каналы муфт и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида верхнего пласта, установленного в верхней муфте и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. Техническим результатом использования изобретений является повышение эффективности эксплуатации скважин. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, гидравлический коллектор, возвратно-поступательный насос и электроприводной центробежный насос с запорно-промывочным клапаном, соединенный с пакером промежуточной трубой, и кабель электропитания. В коллекторе выполнено центральное отверстие, и параллельно ему в стенке выполнены продольные каналы, а также радиальные каналы, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством. В центральном отверстии коллектора выше радиальных каналов закреплен возвратно-поступательный насос с образованием полости, сообщающейся с продольными каналами и с полостью колонны лифтовых труб. Ниже радиальных каналов в центральном отверстии коллектора устанавливаются перепускной узел, одновременно перекрывающий радиальные каналы в стволе ниже кольцевых манжет пакера, разобщающие пласты скважины, или эжектор стравливания газовой шапки из подпакерного межтрубного пространства, выполненные с заглушкой, перекрывающей центральное отверстие и закрепляемые в коллекторе разжимными цангами с возможностью удаления их с помощью каната и монтажного инструмента с захватом зацепной головки. В перепускном узле и эжекторе ниже заглушки выполнены радиальные отверстия, сообщающие полость промежуточной трубы с продольными каналами коллектора. Технический результат заключается в повышении технологичности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка состоит из хвостовика с заглушкой, перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, клямсошламоуловителя, электрического клапана с запорным механизмом, снабженного датчиком давления, погружного электродвигателя (ПЭД), питающегося электрическим током через кабель, блока погружной телеметрии, электрической цепью связанного через обмотки ПЭД и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации. Выше электроприводного насоса расположены сбивной и обратный клапаны. Установка содержит узел, исключающий влияние ПЭД на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. Технический результат заключается в повышении эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины, эффективности управления электрическим клапаном, оптимизации добычи в режиме реального времени. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, погружной двухсторонний электродвигатель, герметически соединенный с электрическим кабелем. Погружной двухсторонний электродвигатель приводными валами с обеих сторон соединен с верхним и нижним центробежными насосами. Верхний центробежный насос соединен снизу с приемным модулем, выполненным с боковыми каналами входа жидкости из верхнего пласта и нижнего центробежного насоса, и сообщающийся выходом с колонной лифтовых труб. Ствол пакера снизу соединен хвостовиком с приемным фильтром жидкости из нижнего пласта, а сверху - с входом нижнего центробежного насоса, последний снабжен выходным модулем, пристыкованным к низу погружного электродвигателя. Внутри выходного модуля размещены нижние приводной вал и устройство гидрозащиты погружного электродвигателя. Приемный модуль верхнего центробежного насоса дополнительно снабжен скважинным фильтром и пристыкован к погружному электродвигателю сверху. Внутри приемного модуля размещены верхние приводной вал и устройство гидрозащиты погружного электродвигателя. Верхний центробежный насос выбран с производительностью, по меньшей мере, равной суммарному дебиту обоих пластов скважины при равной частоте вращения приводных валов электродвигателя. Верхний центробежный насос содержит несколько секций с возможностью последовательного повышения давления жидкости для подъема ее по колонне лифтовых труб. Во втором варианте, в глубиннонасосной установке погружной двухсторонний электродвигатель дополнительно снабжен кожухом, соединенным сверху с приемным модулем верхнего центробежного насоса, образующий проточную камеру охлаждения электродвигателя с входом жидкости снизу из надпакерного межтрубного пространства и выходом через боковые каналы приемного модуля в верхний центробежный насос. Технический результат заключается в повышении надежности работы установки. 2 н.п. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов. Техническим результатом является упрощение монтажа уплотнительного ниппеля, повышение качества отбираемой пробы и исключение сварочных работ на устье скважины для приварки пробоотборных кранов с отводами. Оборудование устья скважины включает трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда и пробоотборники. Уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах. В трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля. Каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем и снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление. Регулировочное устройство может быть выполнено в виде регулируемого клапана или в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх