Устройство для интенсификации добычи нефти

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

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Известен переключатель потока (патент РФ №2184294, МПК F16K 11/02, опубл. 27.06.2002 г.), включающий корпус с входным и выходным патрубками, проходное диаметральное и радиальное отверстия, запорный орган, снабженный цилиндрическим и конусными участками, привод, сквозной канал для привода, выполненный на цилиндрическом участке, а корпус снабжен по обе стороны цилиндрическими патрубками меньшего диаметра с размещенными в них съемными седлами, и патрубки расположены эксцентрично относительно корпуса, в котором выполнено сквозное отверстие, перпендикулярное оси входного (основного) патрубка, и ось которого расположена в плоскости оси цилиндрических патрубков, а переключатель потока снабжен приводным валом с эксцентричной втулкой, входящей в кинематическую связь с ползуном привода запорного органа.

Недостатками данного переключателя потока являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, для переключения потока требуется самостоятельный механический привод.

Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г.), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая функциональная возможность отключателя потока, так как он позволяет отключать поток жидкости только из нижних отверстий и не позволяет отключить поток жидкости из верхних отверстий (при обводнении продукции скважины сверху);

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2424422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г.), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше пакера, и нижним рядом отверстий, сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (поршень, кольцевая втулка и т.д.);

- во-вторых, трудоемкий и длительный технологический процесс отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины, связанный с необходимостью извлечения скважинного насоса, расположенного в составе колонны труб выше данного устройства, распакеровкой пакера, а также сбрасывания шара в колонну труб и создания давления в колонне труб с привлечением насосного агрегата, достаточного для разрушения срезного элемента и перемещения вниз втулки с последующим спуском скважинного насоса на колонне труб и посадкой пакера;

- в-третьих, устройство одноразового переключения подпакерного пространства скважины, так как, если кольцевая втулка один раз перекроет нижний ряд отверстий трубы, то при необходимости восстановления отбора добываемой продукции из подпакерного пространства скважины устройство не позволит этого выполнить.

Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции, снижение трудоемкости и длительности технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и подпакерного пространств скважины, а также выполнение устройства с возможностью переключения потоков добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.

Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, причем внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб и снабженная верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевые уплотнения.

Новым является то, что верхний конец полого корпуса оснащен снаружи центратором, при этом труба снизу оснащена ниппелем с конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем выше верхнего ряда отверстий снаружи труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом, причем отверстия в полом корпусе выполнены в два ряда, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса выполнен ниже пакера, причем в исходном положении верхние, а также нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщаются между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы, при этом срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса, причем для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий, при этом для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы.

На фигуре 1 в продольном разрезе схематично изображено в исходном положении предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции одновременно из надпакерного и подпакерного пространств скважины.

На фигуре 2 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из надпакерного пространства скважины.

На фигуре 3 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из подпакерного пространства скважины.

Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1, 2, 3) колонну труб 2, пакер 3 с установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями.

Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 6, жестко соединенная с колонной труб 2. Труба 6 снабжена верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий. Верхняя часть полого корпуса 5 оснащена снаружи центратором 9.

Труба 6 снизу оснащена ниппелем 10 с конической поверхностью 11, сужающейся сверху вниз. Выше верхнего ряда отверстий 7 снаружи труба 6 оснащена срезными штифтами 12, например усилие разрушения срезных штифтов составляет 7·104 Н.

Выше срезных штифтов 12 на расстоянии c, например, равном 3 м, труба 6 оснащена упорным кольцом 13. Расстояние с равно длине b, равной 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6. Отверстия в полом корпусе 5 выполнены в два ряда, причем верхний ряд отверстий 14 полого корпуса 5 выполнен выше пакера 3, а нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 выполнен ниже пакера 3.

В исходном положении (см. фиг.1 и 2) верхние 7 и 14 ряды отверстий, а также нижние 8 и 15 ряды отверстий соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 сообщаются между собой и одновременно сообщают соответствующие надпакерное 16 и подпакерное 17 пространства скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6, при этом срезные штифты 12 трубы 6 упираются в верхний торец 19 полого корпуса 5.

Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства 17 труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх на длину a, например, равную 2 м, относительно полого корпуса 5 и сообщения надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 8.

Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства 16 скважины (верхней части пласта) труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз на длину b, равную 3 м, после разрушения срезных штифтов 12 до опоры упорного кольца 13 трубы 6 в верхний торец 19 полого корпуса 5 и сообщения подпакерного пространства 17 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через совмещенные нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд 8 отверстий трубы 6. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевыми уплотнениями 20.

Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.

Производят монтаж устройства в скважине 1 (см. фиг.1) при помощи подъемного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано). Для этого сначала на колонне труб с разъединителем любой известной конструкции, например с механическим разъединителем с левой резьбой, спускают полый корпус 5 (см. фиг.1) отключателя потока 4 с пакером 3 в скважину 1 до упора нижнего конца полого корпуса 5 в забой (на фиг.1, 2, 3 не показано) скважины 1.

Производят сначала посадку пакера 3 (см. фиг.1, 2, 3) в скважине 1, а затем отсоединение колонны труб от полого корпуса 5 посредством разъединителя (левой резьбы) путем вращения колонны труб по часовой стрелке с устья скважины 1. После чего извлекают колонну труб с разъединителем, а полый корпус 5 остается в скважине, причем центраторы 9 центрируют полый корпус 5 относительно оси скважины 1.

Далее в скважину 1 на конце колонны труб 2 спускают трубу 6, при этом в процессе спуска колонны труб 2 ее снабжают скважинным насосом (на фиг.1, 2, 3, не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Труба 6 (см. фиг.1, 2, 3) конической поверхностью 11 ниппеля 10 входит в полый корпус 5. Далее колонну труб 2 с трубой 6 спускают в полый корпус 5 отключателя потока 4 до тех пор, пока труба 6 своими срезными штифтами 12 не упрется в верхний торец 19 (см. фиг.1, 2, 3). Об этом свидетельствует наличие разгрузки (появление веса) на индикаторе веса колонны труб 2 (см. фиг.1, 2, 3), установленном на устье скважины 1. Например, разгружают колонну труб 2 на устройство нагрузкой 5·104 Н.

Монтируют планшайбу (на фиг.1, 2, 3 не показано) на устье скважины 1(см. фиг.1, 2, 3), при этом устройство занимает исходное положение (см. фиг.1), и приступают к эксплуатации скважины 1.

Добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1,2,3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.

По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 16 скважины 1 выше пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 17 скважины 1 ниже пакера 3), например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней или нижней водонасыщенной части пласта.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 (см. фиг.1 и 2) вверх на длину а, равную 2 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 7 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6 (см. фиг.2). Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.

Добываемая продукция поступает только от верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 трубы 6 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Для отключения верхней водонасыщенной части пласта (надпакерного пространства 16 скважины 1 выше пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата полностью разгружают колонну труб 2 с трубой 6 вниз, при этом сначала разрушаются срезные штифты 12 и труба 6 с колонной труб 2 перемещаются вниз относительно полого корпуса 5 на расстояние c=b, равное 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6 до опоры трубы 6 упорным кольцом 13 в верхний торец 19 полого корпуса 5, при этом происходит сообщение подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3 с внутренним пространством 18 трубы 6 через нижние ряд отверстий 14 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, причем нижний ряд отверстий 8 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается полым корпусом 5 (см. фиг.3).

Добываемая продукция поступает только из нижней зоны перфорации из нижней необводненной зоны пласта, то есть из подпакерного пространства 17 скважины 1, через нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, откуда попадает во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на дневную поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта (из надпакерного пространства 16 скважины 1) и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта (из подпакерного пространства 17 скважины 1).

Для возвращения устройства в исходное положение, изображенное на фиг.1, необходимо приподнять колонну труб 2 с трубой 6 с устья скважины 1 при помощи подъемного агрегата на расстояние c=b=3 м между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6, при этом добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.

По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 вверх на длину a+b (см. фиг.1 и 2), то есть 2 м + 3 м = 5 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 8 (см. фиг.2) трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6.

Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.

Добываемая продукция поступает только из верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.

Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.

Устройство для интенсификации добычи нефти позволяет переключать потоки добываемой продукции либо с верхней части продуктивного пласта, либо с нижней части продуктивного пласта либо производить одновременный отбор продукции из нижней и верхней частей продуктивного пласта в зависимости от того, какая часть продуктивного пласта обводнится раньше, благодаря чему предложенное устройство позволяет увеличить длительность безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Предлагаемое устройство интенсификации добычи нефти имеет простую конструкцию, позволяет снизить трудоемкость и длительность технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины путем перемещения колонны труб вверх-вниз с устья скважины, также устройство позволяет переключать потоки добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.

Устройство для интенсификации добычи нефти, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, причем внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб и снабженная верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами, и кольцевые уплотнения, отличающееся тем, что верхний конец полого корпуса оснащен снаружи центратором, при этом труба снизу оснащена ниппелем с конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем выше верхнего ряда отверстий снаружи труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом, причем отверстия в полом корпусе выполнены в два ряда, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса выполнен ниже пакера, причем в исходном положении верхние, а также нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщаются между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы, при этом срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса, причем для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий, при этом для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче скважинной жидкости на нефтяных месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности температурного воздействия на добываемую скважинную жидкость.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть использована для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных.

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

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

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

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

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

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной. Обеспечивает повышение эффективности технологии добычи пластового флюида из скважин. Установка для эксплуатации нефтяной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб, электропогружной кабель, электропогружной насос, у которого гидрозащита и погружной электродвигатель помещены в герметичный кожух, который герметично замыкается на корпусе входного модуля погружного насоса, хвостовик, состоящий из колонны труб, верхняя часть которого через переводник герметично соединена с нижней частью герметичного кожуха, а в нижней части хвостовика расположен патрубок с наружными уплотнительными элементами. Установка содержит как минимум один пакер, имеющий внутренний проходной канал с диаметром, позволяющим проходить через пакер на забой инструменту, оборудованию и приборам, не извлекая пакер. Герметизирующий узел для герметичного соединения с патрубком хвостовика находится либо в корпусе пакера, либо в устройстве ниже или выше пакера. 1 ил.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита. Способ включает растворение галита пресной или слабоминерализованной водой путем циклического воздействия на пласт, каждое из которых включает закачку рабочего агента в засоленный нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину. Циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти. Закачку воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды. Увеличивается проницаемость засоленного пласта на всей площади его распространения, повышается продуктивность добывающих скважин, увеличивается охват пласта воздействием, объем извлекаемых запасов нефти и ускорение темпов освоения. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к скоростным подъемным колоннам и к устройствам, системам и способам, относящимся к использованию скоростных подъемных колонн. Способ установки скоростной подъемной колонны включает пропуск скоростной колонны в скважину, вхождение ключа для взаимодействия с непроходимостью во взаимодействие с непроходимостью ниппеля, выдвижение взаимодействующего с профилем ключа на скоростной колонне для взаимодействия с соответствующим стопорным профилем в стенке ствола скважины и поддержки таким образом скоростной колонны. Причем взаимодействие ключа с непроходимостью ниппеля вызывает выдвижение взаимодействующего с профилем ключа в зацепление со стопорным профилем. Изобретение обеспечивает повышение надежности удержания скоростной колонны, при сохранении относительно большого проточного диаметра колонны. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении. Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением, размещенной на многопластовом месторождении, при котором через лифтовую колонну, находящуюся в скважине, закачивают изолирующую композицию и устанавливают ниже башмака лифтовой колонны «жидкий» пакер. Затем заполняют внутреннюю полость эксплуатационной колонны над «жидким» пакером жидкостью глушения. Извлекают из скважины лифтовую колонну. Устанавливают во внутренней полости эксплуатационной колонны клин-отклонитель. Вырезают в эксплуатационной колонне над кровлей вышележащего высоконапорного продуктивного пласта боковое окно. Бурят через него боковой ствол, проходящий по всей толщине верхнего высоконапорного продуктивного пласта с выходом забоя бокового ствола у кровли высоконапорного продуктивного пласта. Спускают в пробуренный боковой ствол обсадную колонну с фильтром. Цементируют обсадную колонну выше фильтра до кровли верхнего высоконапорного продуктивного пласта, после чего извлекают из скважины клин-отклонитель. Спускают на технологической колонне подвесное устройство с размещенным на его внутренней поверхности защелочным соединением. Устанавливают подвесное устройство во внутренней полости эксплуатационной колонны ниже бокового окна. Затем спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны лифтовую колонну, снабженную боковым окном, до взаимодействия с защелочным соединением подвесного устройства таким образом, что боковые окна лифтовой и эксплуатационной колонн размещают напротив друг друга. После чего осуществляют вызов притока из бокового ствола и удаляют из скважины жидкость глушения. Затем спускают на гибкой трубе во внутреннюю полость лифтовой колонны до «жидкого» пакера хвостовик с центрирующей воронкой на его башмаке и пакерующим подвесным устройством на его верхнем участке. Закачивают через хвостовик растворитель. Разрушают под его воздействием «жидкий» пакер, остатки которого падают на забой. Далее доспускают хвостовик до нижних отверстий интервала перфорации нижнего низконапорного продуктивного пласта. Подвешивают хвостовик в лифтовой колонне выше бокового окна лифтовой колонны. Извлекают из скважины гибкую трубу и вводят скважину в эксплуатацию. Техническим результатом является восстановление самозадавливающейся бездействующей газовой скважины в условиях АНПД без ее глушения и связанной с этим кольматацией ПЗП. 7 ил.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. Ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции. Шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками и, в частности, к эксплуатации скважин, имеющих более одного забоя. Технический результат - увеличение отбора нефти из бокового ствола при действующем основном стволе. По способу осуществляют установку извлекаемого клина-отклонителя. Затем осуществляют фрезерование окна в обсадной колонне. Из основного ствола осуществляют бурение бокового ствола. Бурение бокового ствола осуществляют со спуском обсадной колонны, ее сплошным цементированием, перфорацией и обеспечением необходимой надежности крепления в области зарезки бокового ствола. При этом исключают заколонные перетоки газожидкостной смеси. Для этого после фрезерования окна в обсадной колонне вырезают цементное кольцо и прилегающую породу в направлении бурения бокового ствола с образованием каверны диаметром, превышающим диаметр бокового ствола. Заливают каверну герметизирующим твердеющим составом и бурят боковой ствол через каверну. Размещают глубинно-насосное оборудование в основном стволе и осуществляют отбор нефти с забоя основного и бокового стволов. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин. Технический результат - повышение эффективности способа за счет устранения условий набухания глин, содержащихся в продуктивном пласте, при прокладке радиального ствола в низкопроницаемых терригенных отложениях из влагонабухающих глин. По способу в обводнившейся части пласта первоначально проводят ремонтно-изоляционные работы по изоляции притока пластовых вод и отсечению обводнившейся части ствола установкой цементного моста. В необводненной части пласта проводят геофизические исследования. Определяют интервалы более проницаемых участков продуктивного пласта. На колонне бурильных труб спускают и устанавливают с помощью якорно-пакеруюшего устройства направляющую компоновку со сквозным каналом. Ориентируют ее в направлении одного из проницаемых участков продуктивного пласта. В скважину на гибкой трубе спускают фрезерующую оснастку с винтовым забойным двигателем, гибким валом и фрезой. Прорезают в стенке эксплуатационной колонны отверстие с использованием раствора на углеводородной основе. Извлекают из скважины фрезерующую оснастку. Спускают в скважину гидромониторную насадку до выходного отверстия направляющей компоновки. Размывают цементный камень за эксплуатационной колонной и горную породу с образованием радиального ствола. Через гидромониторную насадку проводят очистку радиального ствола кислотным составом с образованием каверны. Извлекают из скважины гибкую трубу с гидромониторной насадкой. Поворачивают направляющую компоновку, например, на 180 градусов и проводят аналогичные операции работы по прокладыванию следующего радиального ствола. Приподнимают направляющую компоновку на высоту следующего интервала проницаемых участков продуктивного пласта и проводят аналогичные операции по прокладке последующих радиальных стволов. До верхних радиальных стволов скважины спускают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб с площадью проходного отверстия, равной сумме площадей проходных отверстий радиальных стволов. Скважину вводят в эксплуатацию. 3 пр., 6 ил.

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

Наверх