Способ глушения скважины


 


Владельцы патента RU 2545197:

Репин Дмитрий Николаевич (RU)
Туктамышев Дамир Хазикаримович (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины. По способу осуществляют закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы. Продавливают газожидкостную смесь жидкостью, компенсирующей пластовое давление. Осуществляют замену жидкости в объеме скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление. При этом для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть. Осуществляют газирование товарной нефти азотом в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти. В качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе. В интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну. Этим создают дополнительную границу раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин.

Аналогом заявляемого способа является способ глушения скважин «твердой пеной», который заключается в одновременной закачке в скважину растворов гелеобразователя и сшивателя совместно с азотом (или другим инертным газом). В результате происходит образование объемной структуры с высокими структурно-механическими свойствами в стволе скважины и низкими плотностью и фильтруемостью в пласт, что обеспечивает высокую эффективность при глушении газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД); глушение проводится с полным заполнением ствола скважины «твердой пеной». После проведения ремонта в скважину закачивается небольшое количество специального раствора-деструктора, который разрушает «твердую пену» до состояния, в котором жидкость легко удаляется из скважины /http://www.geal-invest.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=132&Itemid=142&lang=ru, 26.03.2010/.

Недостатками способа-аналога являются следующие.

Блокирование пластовых флюидов вертикальной вязкой пробкой обеспечивается только в свободном объеме ствола скважины; при этом граница блокирования пластовых флюидов находится непосредственно у стенки скважины, что обуславливает возможность проникновения из призабойной зоны пласта (ПЗП) пластовых флюидов в ствол скважины; а вязкий характер пробки обеспечивает накапливание в скважине пластовых флюидов, включая газ, вплоть до критического объема, что впоследствии приведет к непрогнозируемому нефте- и газопроявлению.

Несмотря на низкую фильтруемость, «твердая пена» по способу-аналогу загрязняет ПЗП. Способ недостаточно технологичен из-за необходимости применения специального раствора-деструктора для разрушения «твердой пены» после ремонта скважины.

Прототипом заявляемого является способ глушения скважин /патент РФ №2431736, опубл. 20.10.2011/, включающий закачку в ствол скважины газожидкостной смеси (ГЖС) с азотом в качестве фазы и с водой в качестве среды, с продавкой ГЖС из ствола скважины в ПЗП жидкостью, компенсирующей пластовое давление (ЖКПД).

Данная ГЖС недостаточно стабильна, соответственно, время гарантированной изоляции пластового флюида составляет всего 12-15 суток. Вследствие применения воды с ПАВ в качестве среды ГЖС по прототипу в дальнейшем ухудшает фазовую проницаемость для пластовых углеводородов, не снижая, а в ряде случаев и увеличивая за счет действия ПАВ фазовую проницаемость для воды.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины; предотвращении проникновения ЖКПД в ПЗП в период ремонта. Указанное качество изоляции достигается за счет реологических свойств среды предлагаемой ГЖС, а также за счет изменения свойств указанной среды под влиянием фазы - азота и фильности поверхности горной породы к среде предлагаемой ГЖС. Предотвращается проникновение ЖКПД в ПЗП в период ремонта.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличается тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. Перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти. Используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.

Закачка перед газожидкостной смесью, полученной газированием азотом неньютоновской товарной нефти (НГЖС), в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС, например метанола, обеспечивает гарантированное проникновение НГЖС в любые пропластки ПЗП, включая и водоносные, что очень важно для глушения скважины. Причем гидрофобизированная поверхность порового пространства водоносного пропластка с закачанной в нее НГЖС существенно осложнит приток пластовой воды после освоения и пуска скважины в работу, т.е. обводненность продукции снизится.

Выдержка НГЖС после закачки в ПЗП в состоянии покоя до перераспределения азота в пористой среде пласта, при применении, например, нефти в качестве неньютоновской углеводородной жидкости - среды предлагаемой НГЖС, позволяет нефти проявить ее реологические свойства в поровом пространстве ПЗП. Согласно исследованиям / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.49-51 - приложение к заявке/, реологические линии нефти с растворенным азотом при движении через капилляр и керн имеют форму, свойственную для слабоструктурированных жидкостей; вязкость нефти с повышением содержания растворенного азота увеличивалась; растворение азота в нефти вызывало усиление ее структурно-механических свойств. Наряду с нефтью в качестве неньютоновской углеводородной жидкости для приготовления НГЖС могут применяться другие лабораторно подбираемые композиции углеводородов, содержащие компоненты, обеспечивающие проявление структурных свойств среды / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.35-49 - приложение к заявке/. Однако предпочтительнее использовать в качестве среды НГЖС сырую дегазированную и обезвоженную нефть месторождения, на котором проводится глушение скважины. Поскольку природная нефть содержит асфальтены, смолы и парафины, которые, по сути, и являются ПАВ, добавка каких-либо ПАВ к среде НГЖС не требуется. После освоения и пуска скважины в работу закачанный объем НГЖС будет добыт и поступит в пункт сбора, т.е. никаких потерь нефти не будет.

В качестве ЖКПД выбрана жидкость на углеводородной основе; из наиболее доступных - нефть. Установка водяной ванны позволяет создать дополнительную границу раздела между НГЖС и ЖКПД и снизить в значительной степени вероятность проникновения ЖКПД в ПЗП и вероятность проникновения газовой фазы из НГЖС в ЖКПД, за счет действия сил поверхностного натяжения. Также в ряде случаев необходимая высота установки водяной ванны (ее необходимый объем) позволит компенсировать недостаточную величину давления, создаваемого ЖКПД на углеводородной основе. Данную операцию следует осуществлять после технологической выдержки НГЖС в ПЗП в состоянии покоя для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС.

Закачку метанола можно исключить, например, при глушении нефтяных скважин с низким процентом обводненности - менее 5%.

Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:

1) закачка в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС;

2) закачка в ПЗП НГЖС - газированной товарной нефти с продавкой ее в ПЗП ЖКПД и замена объема ствола скважины на ЖКПД с последующей технологической выдержкой НГЖС - газированной товарной нефти в ПЗП до перераспределения азота в пористой среде пласта;

3) установка в интервале перфорации водяной ванны для создания дополнительной границы раздела между НГЖС - газированной товарной нефтью и ЖКПД - жидкостью на углеводородной основе;

4) технологический отстой с последующим ремонтом.

Устройства для генерирования НГЖС (диспергаторы и дезинтеграторы газовой фазы (ДГФ)), в том числе с размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала, известны; например, по патентам №2227063 (опубл. 20.04.2004), №64938 (опубл. 27.07.2007) и др.

ПРИМЕР 1. Газовая скважина.

Обсадная колонна диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 6 мм.

Объем одного погонного метра обсадной колонны 12,8 л.

НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.

Объем одного погонного метра межтрубного пространства 8,22 л.

Глубина подвески НКТ 1885 м.

Интервал перфорации: 1825-1885 м, перфорированная толщина 60 м.

Пластовое давление: 8,7 МПа.

Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 12%,

эффективный диаметр поровых каналов по керну 20 …100 мкм.

Искусственный забой 1897 м.

Дебит скважины до глушения: 25 тыс.м3/сут.

Глушение:

1) Закачка в НКТ 5,7 м3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.

2) Закачка в НКТ 9,3 м3 метанола при закрытой затрубной задвижке.

3) Продавка в ПЗП остатка метанола в объеме НКТ (3,6 м3) из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом - НГЖС в соотношении 100-120 л азота при нормальных условиях на 1 л товарной нефти (при закрытой затрубной задвижке).

НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,8 л/с и азота - 180 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,3 м3 на 1 м.п. (метр погонный) интервала перфорации, что составило 18 м3. Объем НГЖС 0,3 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.

Давление закачки составило 12,5 МПа.

Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

4) Закачка в ПЗП объема НГЖС - 12,3 м3.

5) Продавка остатка НГЖС в объеме НКТ - 5,7 м3 из НКТ в ПЗП ЖКПД. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

6) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для перераспределения газовой фазы в пористой среде и гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).

7) Замена объема ствола скважины на ЖКПД в объеме 21,3 м3 при открытой затрубной задвижке с моментальным расходом 3,5-4 л/с.

8) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 1,0 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 5,7 м3.

9) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.

10) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.

11) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 80 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 28 тыс.м3/сут.

ПРИМЕР 2. Нефтяная скважина.

Обсадная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки 6,5 мм.

Объем одного погонного метра обсадной колонны 13,89 л.

НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.

Объем одного погонного метра межтрубного пространства 9,62 л.

Глубина подвески НКТ 1580 м.

Искусственный забой 1597 м.

Интервал перфорации: 1560-1575 м, перфорированная толщина 15 м.

Пластовое давление: 11,0 МПа.

Газовый фактор: 250 м33

Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 15%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 25 …80 мкм.

Дебит скважины до глушения: 9 т/сут.

Обводненность 22%.

Глушение:

1) Закачка в НКТ 4,8 м3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.

2) Закачка в НКТ остатака метанола в объеме 2,7 м3 при закрытой затрубной задвижке, объем метанола выбран эмпирически из расчета 0,5 м3 на 1 м.п. перфорированной толщины.

3) Продавка в ПЗП остатка метанола из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом в соотношении 115-125 л азота на 1 л товарной нефти.

НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем 15 МПа - давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,2 л/с и азота - 150 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой). Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации, что составило 3 м3. Объем НГЖС 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.

Давление закачки составило 15 МПа.

Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

4) Продавка в ПЗП НГЖС 3,1 м3 из НКТ ЖКПД, взятой в объеме 4,8 м3. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

5) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС и перераспределения газовой фазы в пористой среде (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).

6) Замена объема ствола скважины на ЖКПД при открытой затрубной задвижке в объеме 15,4 м3 с моментальным расходом 3,5-4 л/с.

7) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 0,6 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 4,8 м3.

8) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.

9) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.

10) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 45 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 12 т/сут.

Обводненность продукции 12%.

1. Способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличающийся тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и, в частности, к области выборочного управления потоком текучих сред - флюидов, поступающих в эксплуатационную колонну скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт. Техническим результатом является повышение точности определения оптимальной депрессии на пласт.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности при добыче нефти с больших глубин, более 500 м, и при содержании в нефти газов. Техническим результатом изобретения является исключения или уменьшения эффекта кавитационной эрозии насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам для установки в стволе скважины в подземной зоне и к способам регулирования потока в стволе скважины в подземной зоне.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока флюида в скважину. Система содержит проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид, причем данная камера содержит, по меньшей мере, один вход, выход и, по меньшей мере, одну конструкцию, расположенную по спирали относительно выхода, способствующую закручиванию потока многокомпонентного флюида по спирали вокруг выхода.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для заканчивания, подготовки и/или эксплуатации ствола скважины. Устройство включает трубчатый корпус, образующий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн. Устройство включает скважину с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, колонну труб с кабелем, электрические клапаны, измерительные датчики давления и температуры, один или несколько пакеров, перекрывающих внутрискважинное пространство, герметично отсекая зоны с различной проницаемостью, причем датчики связаны с узлом измерения на устье скважины, а клапаны связаны кабелем с блоком управления, при этом выше клапанов размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству, выходы клапанов сообщены с внутритрубным пространством, а входы, кроме ближнего к забою клапана, - с внутрискважинным пространством, причем каждый клапан выполнен в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которого соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем, пространство которого и корпус толкателя заполнены смазочной жидкостью, и шарового клапана, выполненного с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входными каналами. Причем вход ближнего к устью клапана сообщен с внутрискважинным пространством, шар каждого клапана соединен при помощи корзины с толкателем с возможностью совместного перемещения, клапаны установлены напротив соответствующей зоны скважины для сообщения входными каналами с этой зоной, причем входные каналы каждого клапана оборудованы соответствующими датчиками давления и температуры, при этом стаканы клапанов герметично и жестко соединены с корпусом соответствующего клапана и снабжены, кроме ближнего к забою клапана, продольными переточными каналами, корпус каждого клапана, кроме ближнего к забою, снизу оборудован переходной втулкой, вставленной с возможностью вращения и фиксации в транспортном положении, причем полость внутри толкателя, снабженная плавающим поршнем, сообщена подпоршневым пространством с технологическими каналами с внутритрубным пространством, а полость над поршнем каналами, выполненными в корпусе толкателя, сообщена с пространством выше толкателя. Таким образом, использование изобретения позволяет расширить технологические возможности при работе устройства в скважине с горизонтальным участком, позволяя проводить независимый отбор продукции скважины из каждого интервала добычи или осуществлять закачку рабочего агента в скважину через клапаны за счет фиксации шарового клапана в открытом положении благодаря корзине, закрепленной на толкателе. При этом за счет размещения поршня во внутреннем пространстве толкателя, разделяющего продукцию скважины во внутритрубном пространстве и смазочную жидкость в корпусе толкателя, снимаются нагрузки на механизм привода клапана, повышая тем самым его надежность, а применение переходной соединительной втулки на конце клапана, имеющей возможность вращения относительно клапана, исключает скручивание и повреждение кабеля при сборке на устье скважины, повышая качество сборки. 5 ил.

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, и может быть использована для добычи нефти из двух пластов одной скважины с малым содержанием газа. Технический результат - повышение надежности эксплуатации скважины. Способ включает откачивание нефти из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора. Этим эжектором одновременно с нефтью из нижнего пласта откачивают нефть из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины. При этом нефть из нижнего пласта нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока нефти с малым содержанием газа. Откачивание нефти в устье скважины производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов по колонне насосно-компрессорных труб и на работу жидкоструйного эжектора. Проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применена для фонтанной, газлифтной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин глубинно-насосными установками, комбинированной эксплуатации, в частности для перепуска избыточного давления газовой среды и отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости. Клапан перепускной газовый отсекатель состоит из корпуса, втулки, клапана поплавкового типа и кожуха, которые закреплены гайками. В корпусе выполнены отверстия для сообщения межтрубного пространства с внутренней полостью НКТ. В кожухе выполнены отверстия для перепуска газа. Во втулке выполнены сквозные отверстия. В корпусе установлены клапанные пары, состоящие из седла и шарика. В верхней части клапана поплавкового типа имеются уплотнительные фаски. Седло клапана поплавкового типа имеет ответные уплотнительные фаски. Технический результат заключается в повышении эффективности автоматического отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости, поступающей из затрубного пространства в клапан перепускной газовый отсекатель. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к системе регулирования притока в скважину, обеспечивающей регулирование притока в обсадную трубу жидкости, поступающей снаружи обсадной трубы, например, из продуктивного пласта или промежуточной обсадной трубы. Система содержит обсадную трубу с осевым направлением и стенку, имеющую толщину (t), клапан-регулятор притока, имеющий корпус, содержащий упор, с длиной, заданной продольной осью корпуса, и пружинный элемент, подвижный относительно корпуса и тем самым регулирующий приток жидкости, проходящей через клапан от входного отверстия корпуса к выходному отверстию корпуса. При этом клапан расположен таким образом, что осевое направление клапана перпендикулярно осевому направлению обсадной трубы. Причем пружинный элемент выполнен с возможностью проявления своих упругих свойств в направлении указанной оси клапана и перпендикулярно осевому направлению обсадной трубы, с созданием упругой силы, обеспечивающей возможность регулирования потока жидкости через клапан от входного отверстия к выходному отверстию корпуса. При этом пружинный элемент выполнен с возможностью работы как диафрагма в направлении указанного упора с обеспечением закрывания отверстия. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования притока жидкости из продуктивного пласта в обсадную трубу. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 10 ил.

Устройство предназначено для направления потока флюида. Устройство содержит полость для изменения давления, первый проточный канал, переходник с варьирующимся давлением и узел переключения потока в зависимости от давления, причем первый проточный канал функционально соединяет полость для изменения давления и переходник с варьирующимся давлением, причем узел переключения потока граничит с переходником с варьирующимся давлением. Согласно варианту осуществления изобретения при изменении одной из характеристик флюида изменяется поступление флюида в полость для изменения давления. В одном варианте осуществления изобретения изменение состоит в увеличении интенсивности поступления потока флюида в полость для изменения давления. В другом варианте осуществления изобретения изменение состоит в уменьшении интенсивности поступления потока флюида в полость для изменения давления. Регулятор потока флюида содержит устройство для направления потока флюида; второй проточный канал; третий проточный канал; и четвертый проточный канал. Технический результат - регулирование потока флюида между несколькими зонами. 3 н. и 42 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию для эксплуатации подземной скважины, обеспечивающему переменную сопротивляемость потоку различных желательных и нежелательных текучих сред в составе текучей композиции. Технический результат - усовершенствование устройства для регулирования потока. Устройство включает проточную камеру для прохождения текучей композиции, имеющую вход и выход. Обеспечена возможность поступления текучей композиции в камеру через вход в направлении, изменяющемся в зависимости от отношения содержания желательной текучей среды к нежелательной текучей среде в составе текучей композиции. Устройство имеет по меньшей мере одну конструкцию, воздействующую таким образом на любую часть текучей композиции, проходящую искривленным путем между входом и выходом, чтобы поддерживать такой искривленный поток. Указанная конструкция имеет, по меньшей мере, одно отверстие, позволяющее текучей композиции проходить прямым путем от входа к выходу. 4 н. и 44 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для управления скважиной. Способ включает отдельный спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой для двух продуктивных пластов, состоящей из пакеров, межпакерной трубы, перфорированного патрубка и полированной втулки. Причем верхний пакер имеет направляющую воронку и максимально возможный диаметр проходного канала, достаточный для прохождения через него компоновки труб и приборов. Отдельный спуск колонны труб, оснащенной электропогружным насосом, хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, либо герметичного или негерметичного кожуха электропривода, представленным колонной труб либо штанг, на котором располагают как минимум один пакер, разделяющий потоки жидкости пластов, управляемые электрические либо электромеханические клапаны, регулирующие либо отсекающие поступление флюида из пластов в скважину, блоки датчиков контроля параметров работы пластов, которые размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта либо над интервалом перфорации каждого продуктивного пласта. Причем датчики давления и температуры располагают под электромагнитными или электромеханическими клапанами, что дает возможность регулировать забойное давление и контролировать пластовое давление и температуру. Влагомеры и расходомеры располагают над электромагнитными или электромеханическими клапанами либо под электромагнитными или электромеханическими клапанами. Управление электромагнитными или электромеханическими клапанами и информационный обмен с блоками датчиков контроля параметров работы пластов осуществляют как по отдельной электрической линии, имеющей как минимум одну жилу, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля питания электронасосов, либо по отдельной электрической линии вместо четвертой жилы погружного кабеля питания электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя. При прохождении электрической линии по корпусу погружного электродвигателя может использоваться, а может не использоваться вставка из электрической линии малого диаметра, закрытая от механических повреждений защитным кожухом либо защитными протекторами, либо может закрываться, а может не закрываться от механических повреждений кожухом, установленным аналогично кожуху охлаждения электроцентробежного насоса. Хвостовик может быть оснащен, а может быть не оснащен аварийным разъединительным устройством с рассчитанными на определенную нагрузку срезными элементами, компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб. Исходя из полученных от датчиков данных, определяются оптимальные режимы одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины. Установка оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующая корректировка осуществляется действием блоков клапанов управления работой пластов в автоматическом или ручном режимах, автоматизированная система контроля работы скважинной системы позволяет вести дистанционный он-лайн-мониторинг системы разработки месторождения и вносить корректировки в режимы эксплуатации пластов скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности управления скважиной при одновременно-раздельной эксплуатации. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к геолого-техническим мероприятиям при капитальном ремонте скважин - очистке каналов перфорации и пористой среды призабойной зоны пласта, а также к глушению и освоению скважин после подземного и капитального ремонта с помощью газо-жидкостных смесей. Технический результат - повышение эффективности генерирования устойчивой структурированной мелкодисперсной газо-жидкостной смеси в условиях порционной подачи жидкости и газа. Способ включает ввод рассеянного потока газа в поток жидкости и перемешивание газа с жидкостью при совместном движении в трубопроводе. Подачу газа и жидкости осуществляют порционным характером. Полученную газо-жидкостную систему дополнительно прокачивают через успокоительный участок трубопровода с последующим диспергированием. При этом используют успокоитель длиной 2-12 м. Расход газа и жидкости обеспечивают из условия их объемного соотношения 1,25-1,07. При этом применяют поверхностно-активное вещество. Газо-жидкостную систему обеспечивают с размером пузырьков 7-12 мкм в виде сотовой системы с водой между соседними пузырьками в пленочном состоянии. 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для добычи флюида из однопластовой скважины. Способ включает откачку флюида центробежным насосом, вначале которой флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают центробежным насосом ламинарным течением в сопло жидкоструйного эжектора, устанавленного на колонне насосно-компрессорных труб выше динамического уровня скважинного флюида, затем одновременно с сепарированной жидкостью эжектором отсасывают газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Добычу флюида производят центробежным насосом с напором, выбранным из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и эжектором и на работу эжектора с учетом глубины динамического уровня. Проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорционально дебиту и объему газа и обратно пропорционально глубине динамического уровня скважинного флюида. Также раскрыта насосно-эжекторная установка для осуществления указанного способа. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для выборочного регулирования потоков в многостволовой скважине. Создана система трубных колонн для выборочного регулирования раздельно проходящих потоков текучей смеси с изменяющимися скоростями для операций строительства скважин, нагнетания или добычи текучих смесей жидкостей, газов и/или твердых частиц, которые могут нагнетаться в или отбираться из одной или нескольких близких зон подземного прохода, подземной каверны, углеводородного или геотермального коллектора. Текучая смесь, перемещение которой обеспечивается через радиальный проход распределительного переводника системы трубных колонн между трубными колоннами и, по меньшей мере, одной другой трубой может управляться, по меньшей мере, одним элементом регулирования потока, сообщенным с ближайшим к осевой линии концентрическим и/или кольцевым проходом. Перемещение текучей среды может выборочно регулироваться для различных конфигураций одной или нескольких, по существу, углеводородных и/или, по существу, водных скважин ниже одного основного ствола и оборудования устья скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потоков в многостволовой скважине. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 123 ил.
Наверх