Установка для эксплуатации водозаборных скважин

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.

 

Предлагаемое 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) при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления.

Известна «Установка для эксплуатации скважины» (патент RU №2335625, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №28 от 10.10.208 г), предназначенная для перекачки части добываемой воды из водяного пласта через выкидную линию в нагнетательные скважины, а другой части воды - в вышележащий нефтяной пласт. Установка содержит пакер в промежутке между пластами, колонну насосно-компрессорных труб с радиальными отверстиями для сообщения с затрубным пространством, электроцентробежный насос, снабженный наружным герметизирующим кожухом, приемная часть которого сообщена с подпакерным пластом, а нагнетательная - с полостью колонны насосно-компрессорных труб.

Недостатком установки является то, что при использовании ее для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией или высокообводненных нефтяных скважин в качестве скважин-доноров может происходить попадание нефти в нагнетательные скважины и принимавший пласт, поскольку в установке не предусмотрена сепарация воды и нефти.

Наиболее близкой по сущности и достигаемому результату является «Скважинная установка для разделения нефти и воды» (Патент RU №2290505, Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006 г.), включающая разделительную камеру со статическим сепаратором и выпускные отверстия для нефти и воды. В качестве разделительной камеры использована нижняя часть скважины, ограниченная обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю центробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб с промывочно-обратным клапаном над насосом. Хвостовик снабжен кожухом в виде стакана, который предохраняет разделительную манжету при спуске установки в скважину. Освобождение разделительной манжеты от кожуха осуществляется при движении установки вверх за счет контакта подпружиненных сухариков с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны. Хвостовик также в верхней части над разделительной манжетой снабжен выпускным отверстием для воды, а в качестве выпускного канала для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса. В нижней части хвостовик снабжен сепаратором, который выполнен из внешней и внутренней концентрично расположенных труб, закрытых снизу, с кольцевым пространством между ними, разделенным перегородками с горизонтальными отверстиями на сектора. Внешняя труба в верхней части в секторах снабжена отверстиями для поступления отделившейся нефти в подманжетную зону и по всей длине имеет радиальные отверстия для выхода жидкости в половину секторов через один. Внутренняя труба по всей длине в оставшихся секторах имеет радиальные отверстия для поступления воды в нее и далее в хвостовик, а также на прием насоса. При этом суммарная площадь входных, а также выходных отверстий не менее площади поперечного сечения эксплуатационной колонны скважины.

Известное устройство имеет сложную конструкцию внутрискважинного оборудования, и при спуске установки в скважину происходит самопроизвольное раскрытие манжеты, усложняющее процесс спуска оборудования в скважину. Трубка для отвода разделившейся нефти выше приема насоса увеличивает поперечный размер установки, что ограничивает ее применение. Для подъема накопленной нефти на поверхность требуется дополнительно насосный агрегат и резервная вода, а при низких пластовых давлениях вовсе не позволяет поднимать на поверхность накопленной нефти из затрубного пространства из-за поглощения пласта. Кроме этого, для промывки накопленной нефти из затрубного пространства приходится остановить электропогружной насос, что приводит к простою скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности внутрискважинного оборудования за счет упрощения конструкции разделительной камеры и сепарационного узла установки с обеспечением подъема накопленной нефти к устью скважины при низком пластовом давлении без остановки эксплуатации водозаборной скважины.

Поставленная задача решается тем, что в установке для эксплуатации водозаборных скважин, включающей устьевую арматуру, концентрично расположенные колонны насосно-компрессорных труб двух диаметров с электроцентробежным и струйным насосами, спущенных в эксплуатационную колонну скважины, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, согласно изобретению герметизирующий кожух электроцентробежного насоса снизу в интервале разделительной камеры снабжен входным устройством в виде заглушенного снизу хвостовика, который поделен на секции с впускными отверстиями и на уровне каждого впускного отверстия снабжен стаканом, выполняющим функции гидрозатвора для нефтяных капель и впуска воды из разделительной камеры, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. Для подъема отсепарированной нефти из затрубного пространства скважины на поверхность колонна насосно-компрессорных труб большего диаметра в устьевой арматуре соединена с водяной линией, а колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - с нефтяной линией, причем 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, при этом 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, причем рабочая жидкость в струйный насос поступает от электроцентробежного насоса, а откачиваемая жидкость - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. Для герметизации вставного струйного насоса в нижней цилиндрической камере его корпус с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстии, а с наружной стороны - круговую проточку.

На фиг.1 схематично представлен общий вид установки для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией; на фиг.2 - коммутатор с вставным струйным насосом в продольном разрезе; на фиг.3 - поперечный разрез А-А на фиг.2.

Установка для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией содержит подвеску колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) большого диаметра 1 с электроцентробежным насосом 2, которые спущены в эксплуатационную колонну скважины 3. Погружной электродвигатель (ПЭД) 4 и приемная часть (входной модуль) 5 электроцентробежного насоса 2 с наружной стороны от затрубного пространства 6 и разделительной камеры 7 герметизированы кожухом 8. В колонне НКТ большего диаметра 1 концентрично размещена колонна НКТ меньшего диаметра 9. Верхняя часть НКТ 9 в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией 10, а нижняя часть (башмак) манжетным креплением герметично установлена в верхней цилиндрической камере 11 коммутатора 12, установленного в колонне НКТ большего диаметра 1 на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине. Коммутатор 12 также снабжен нижней цилиндрической камерой 13 для размещения вставного струйного насоса 14 и боковым каналом 15, гидравлически сообщающим струйный насос 14 с затрубным пространством 6 через обратный клапан 16, расположенный с наружной стороны коммутатора 12. Последний имеет вертикальные периферийные каналы 17 для прохождения прокачиваемой воды электроцентробежным насосом 2 в колонну НКТ большего диаметра 1. Вставной струйный насос 14, содержащий сопло 18, камеру смешения 19 и диффузор 20 в нижней цилиндрической камере 13, герметизирован манжетами (не обозначен) и фиксирован прижимным винтом 21 с внутренними гранями под ключ, а под входом камеры смешения 29 имеет радиальные отверстия 22 с наружной круговой проточкой 23.

К патрубку кожуха 8 подсоединен хвостовик 24 входного устройства, расположенного в разделительной камере 8, образованной из кольцевого пространства, заключенного между эксплуатационной колонной 3 и корпусом входного устройства. Зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 обеспечивает впуск нефтяных капель и накопление их в верхней части затрубного пространства 6. Заглушенный с нижним концом хвостовик 24 снабжен по всей длине вдоль корпуса одним рядом впускных отверстий 25 и стаканами 26, выполняющими функцию гидрозатвора для нефтяных капель. Входное устройство состоит из нескольких секций с уменьшающимся диаметром впускных отверстий 25 в каждой последующей секции по направлению вверх. В устьевой арматуре скважины колонна НКТ большого диаметра 1 обвязана выкидной линией 27 с задвижкой 28 и водопроводом (не обозначено).

Геометрические размеры входного устройства по предлагаемой установке выбираются исходя из ожидаемого дебита или производительности электроцентробежного насоса 2. Длина входного устройства выбирается исходя из количества и диаметра впускных отверстий 25 для обеспечения порционного распределения потока добываемой жидкости таким образом, что скорость нисходящего потока воды в каждой порции, поступающей в стакан 27 входного устройства, меньше, чем скорость всплытия капель нефти в воде. Количество и диаметр впускных отверстий 26 определяются следующим образом.

Определяется количество отверстий на хвостовике n≥Q/q,

где Q - прогнозный дебит водозаборной скважины или производительности УЭЦН, м3/сут (м3/с); q - порционный (долевой) расход воды по впускным отверстиям в м3/сут (м3/с) и определяется следующим образом:

где Uнк - скорость всплытия нефтяных капель в воде, принимается, в среднем 0,015 м/с; f - площадь кольцевого пространства между хвостовиком 16 и стаканом 18, м2; D - внутренний диаметр стакана; d - наружный диаметр хвостовика.

Средний диаметр впускных отверстий определяется по формуле истечения жидкости через малые отверстия

где µ - коэффициент расхода для круглого отверстия, при низком значении скорости истечения принимается 0,65; ΔH - разность напора (давлений) в отверстии, под действием которой происходит истечение.

Пример расчета

Ожидаемый дебит водозаборной скважины составляет Q=80 м3/сут=0,000926 м3/с. Внутренний диаметр стакана D=73 мм=0,073 м (труба 3′′), а наружный диаметр хвостовика d=48 мм=0,048 м (труба 1,5′′); ΔH - разность давлений (напора) в отверстии принимаем 0,01 МПа или 1 м.

Долевой расход воды, поступающей в каждое впускное отверстие через стакан, будет q=U*π*(0,0762-0,0482)/4=0,015*3,140,003452/4=0,00004065 м3/с=3,5 м3/сут.

Количество отверстий N≥Q/q≥80/3,5=23 шт.

Осредненный диаметр отверстия определятся по формуле (2)

Полученные значения n и d округляются в большую сторону. Определяется суммарная площадь впускных отверстий, если она состоит только из отверстий с диаметром 4,5 мм

∑f=n*πd2/4=23*3,14*4,52/4=366 мм2

Распределяем расположение диаметров отверстий по величине и количеству на три секции:

1-я секция с диаметром 5 мм в количестве 12;

2-я секция с диаметром 4 мм в количестве 8;

3-я секция с диаметром 3 мм в количестве 5.

Далее определяем суммарную эквивалентную площадь отверстий всех секций:

Окончательное количество отверстий принимаем 25 штук с распределением по диаметру/количеству в секциях, будут 5/12+4/8+3/5. Расстояние между отверстиями 17 выбираем 1 м, а высоту стакана 18 принимаем 0,2 м. Таким образом, длина входного устройства составляет 27 м.

Установка работает следующим образом.

При спуске глубинного оборудования установки в скважину в нижнюю цилиндрическую камеру 13 коммутатора 12 предварительно устанавливают вставной струйный насос 14 и фиксируют прижимным винтом 21. При этом интервал подвески колонны НКТ под коммутатором 12 не обязательно спустить большего диаметра, достаточен стандартный диаметр НКТ. Конструктивные параметры, такие как диаметр сопла 18 и камеры смешения 19, а также расстояние от сопла до камеры смешения определяются расчетным путем согласно режимам работы струйного насоса исходя из производительности добываемой (рабочей) жидкости и требуемого давления рабочей и откачиваемой жидкостей.

В процессе работы электроцентробежного насоса 2 восходящий поток воды с нефтяными каплями, поступающими из пласта, в кольцевом пространстве разделительной камеры 7, образованном между хвостовиком 24 и эксплуатационной колонной 3, движется вдоль входного устройства и перераспределяется по впускным отверстиям 25. Восходящий поток жидкости в разделительной камере 7 на пути между стаканами 26 резко снижает скорость из-за большой площади поперечного сечения кольцевого пространства, создавая условия гравитационного разделения воды от общего потока. При этом каждая разделенная порция нисходящего потока воды без захвата нефтяных капель из верхней открытой части стакана 26 и далее по впускным отверстиям 25 поступают в хвостовик 24. Скорость каждой отдельной порции нисходящего потока имеет величину меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, а скорость основного (восходящего) потока, движущегося дальше вдоль стакана 26, достаточно высока и обеспечивает вынос нефтяных капель, минуя стаканы 26. Этому еще способствует совпадение векторов направления всплытия нефтяных капель и продолжающаяся порция восходящего потока жидкости. При этом скорость восходящего потока по мере подъема вдоль входного устройства постепенно снижается из-за порционного отбора воды в предыдущих отверстиях, а внутри хвостовика за счет поочередного поступления воды постепенно увеличивается, поэтому диаметр впускных отверстий 25 верхней последней секции входного устройства соответственно меньше, чем нижних секций. Это позволяет иметь скорость нисходящего потока воды, поступающего в стаканы 26 на верхней секции входного устройства, также меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, что обеспечивает дальнейшее всплытие их вверх. Очищенная от нефти добываемая вода через хвостовик 24 попадает на прием 5 электроцентробежного насоса 2, а нефть через зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 поднимается и далее накапливается в затрубном пространстве 6 скважины.

В процессе работы установки добываемая вода по колонне НКТ поднимается на поверхность и в коммутаторе 12 поступает как на колонны НКТ 1 большого диаметра по периферийным каналам 17, так и колонны НКТ 9 меньшего диаметр через вставной струйный насос 14. Поскольку задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10 закрыта, а задвижка 28 на выкидной линии 27 открыта, то отсутствует движение жидкости в струйном насосе 14, соответственно обратный клапан 16 закрыт, и вся добываемая вода по водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в затрубном пространстве 6 скважины и со временем водонефтяной раздел опускается ниже коммутатора 12. При заполнении затрубного пространства 6 достаточным количеством нефти открывается задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10, а закрывается задвижка 28. При этом вся добываемая вода поступает в корпус струйного насоса 14 и, проходя сопло 18, попадает в камеру смешения 19 со значительной кинетической энергией, благодаря чему в зоне напротив радиальных отверстий 22 создается разрежение, приводящеей к открыванию обратного клапана 16. Накопленная нефть с определенным давлением из затрубного пространства 6 по боковому каналу 15 поступает в радиальные отверстия 22, потом в камеру смешения 19 и увлекается струей рабочей жидкости в горловину диффузора 20. Далее смешенный поток жидкости (нефть и вода) с определенным давлением согласно рабочей характеристике струйного насоса поступает в колонну НКТ 9 и перекачивается в нефтепровод 10. Длительность эксплуатации струйного насоса 14 зависит от количества нефти, накопленной в затрубном пространстве 6 скважины, и определяется экспериментально путем последовательного отбора проб жидкости из нефтяной линии. После того как образцы проб жидкости в нефтяной линии 10 состоят в основном из воды, установку переключают в режим закачки воды в нагнетательные скважины путем открытия задвижки 28 и закрытия задвижки на нефтяной линии 10. При наличии высокопроизводительного и высоконапорного электроцентробежного насоса 2 нет необходимости для обеспечения работы струйного насоса останавливать закачку воды, т.е. закрывать задвижки 28, поскольку количество и давление рабочей жидкости являются достаточными для работы струйного насоса с одновременной закачкой воды в нагнетательные скважины.

Предлагаемая установка обеспечивает реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его рациональной длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет исключения попадания нефти с закачиваемой водой в пласт и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин. Установка также позволяет экономически целесообразно использовать в качестве скважин-доноров (водозаборных) широкий набор высокообводненых нефтяных скважин по степени обводненности 95-99% с учетом их территориально-рационального расположения в зоне нефтяных залежей, на которых требуется поддержание пластового давления путем межскважинной перекачки воды.

1. Установка для эксплуатации водозаборных скважин, включающая устьевую арматуру, концентрично расположенные колонны насосно-компрессорных труб двух диаметров с электроцентробежным и струйным насосами, спущенных в эксплуатационную колонну скважины, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, отличающаяся тем, что герметизирующий кожух электроцентробежного насоса снизу в интервале разделительной камеры снабжен входным устройством в виде заглушенного снизу хвостовика, который поделен на секции с впускными отверстиями и на уровне каждого впускного отверстия снабжен стаканом, выполняющим функции гидрозатвора для нефтяных капель и впуска воды из разделительной камеры, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а 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, причем 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, при этом 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, причем 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.

2. Установка для эксплуатации водозаборных скважин по п.1 отличающаяся тем, что корпус вставного струйного насоса с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами для герметизации его в нижней цилиндрической камере коммутатора и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстия, а с наружной стороны - круговую проточку.



 

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.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам, способам разделения жидкостей и твердых веществ в скважине, а также к способам подготовки системы разделения скважинных флюидов и твердых веществ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надёжности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре.

Предлагаемое 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).

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости и газа.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано при добыче нефти с высоким содержанием газа и абразивных частиц. Газосепаратор скважинного погружного насоса, содержащий корпус, основание, в котором выполнены входные отверстия для подвода газожидкостной смеси.

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.

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

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 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 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.

Наверх