Способ исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и установка для его реализации

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

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, в частности определение дебита каждого продуктивного пласта, при реализации одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с использованием электропогружного насоса с электрическим клапаном.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ №2380525, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.01.2010 г.), реализуемый с возможностью определения продуктивности пластов.

Способ включает спуск колонны труб с пакером, оснащенным якорем до требуемого интервала установки, фиксацию якоря с установкой пакера между пластами, спуск насоса и отбор продукции пластов, совместное или раздельное. Согласно изобретению пакер с якорем и дополнительным вращающимся электроприводом спускают на кабеле, длину которого подбирают достаточной для установки пакера между пластами с насосом, размещаемым ниже уровня жидкости обоих пластов. После чего кабель крепят на колонне труб, оснащенной электропогружным насосом, который оснащен дополнительным кабелем с производительностью, достаточной для откачки продукции обоих пластов. Колонну труб с кабелями спускают в скважину до размещения пакера между пластами. Подачей прямого напряжения по кабелю устанавливают при помощи электродвигателя пакер с якорем между пластами. Подачей напряжения по дополнительному кабелю запускают насос. В результате определяют продуктивность верхнего пласта. Далее подачей обратного напряжения по кабелю на электропривод пакер и якорь возвращают в транспортное положение. Затем по дополнительному кабелю запускают насос. В результате определяют, исходя из первого исследования, гидродинамические свойства нижнего пласта. По результатам этих исследований подбирают периодичность установки и снятия пакера с якорем для оптимальной добычи из верхнего пласта при установленном пакере до снижения уровня жидкости ниже динамического уровня менее продуктивного пласта и выше верхнего насоса или из обоих пластов при снятом пакере до достижения динамического уровня жидкости менее продуктивного пласта.

Недостатком известного способа одновременно-раздельной эксплуатации является необходимость прекращения откачки продукции обоих пластов при проведении исследований, поскольку сначала запускают насос, определяют продуктивность верхнего пласта, отключают его, возвращают пакер и якорь в транспортное положение, а затем вновь запускают насос. На включение и отключение насоса тратится время, также требуются энергетические затраты при возврате режима работы насоса на установившийся режим. Частые пуски-остановки погружного электроцентробежного оборудования крайне негативно влияют на межремонтный период его работы, погружной электродвигатель имеет низкую наработку на отказ. Очевидно, что если бы насос не отключали, технология исследования и одновременно-раздельной эксплуатации скважин была бы более эффективной. Осуществление многократной посадки и срыва пакера при эксплуатации не обеспечит надежности пакеровки и герметизации по причине отложения солей и парафина на поверхности как эксплуатационной колонны, так и пакера. Кроме того имеется возможность перетока жидкости из одного пласта в другой, что противоречит требованиям Ростехнадзора по одновременно-раздельной эксплуатации.

Известна установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (патент РФ №2380522, МПК E21B 43/12, E21B 47/12, опубл. 27.01.2010 г.).

Установка включает в себя оснащение скважины многопакерной или однопакерной компоновкой на глубине пластов с возможностью спусков в скважину колонны труб с электропогружным насосом без или с кожухом и, по крайней мере, одним регулирующим клапаном. Многопакерная компоновка оснащена соединенными или отсоединенными между собой, по меньшей мере, двумя посадочными узлами, расположенными соответственно выше верхнего пакера и между пакерами. Регулирующий клапан снизу укомплектован наружным разобщителем и внутренним хвостовиком с уплотняющим устройством. При спуске электропогружного насоса выше многопакерной компоновки обеспечена возможность герметичного соединения между собой, одновременно, как уплотняющего устройства и посадочного узла между пакерами, так и наружного разобщителя и посадочного узла выше верхнего пакера. Регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, выполненного с возможностью перемещения, например, в середину, вниз или вверх, или вращения из одного положении в другое и управления сигналом или импульсом с поверхности скважины или автоматически от параметров флюида, передачи через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду. При этом в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении - отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов. Для однопакерной компоновки регулирующий клапан соединен сверху с кожухом, а снизу - с пакером.

Недостатком настоящего изобретения является отсутствие телеметрической системы в регулирующем клапане (датчика давления), связанного электрической цепью через обмотки погружного электродвигателя со станцией управления установки электроцентробежного насоса, что не соответствует требованиям Ростехнадзора.

Известен способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (патент РФ №2385409, МПК E21B 43/00, E21B 47/12, опубл. 27.03.2010 г.).

Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного объекта, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Согласно изобретению электрический клапан электромагнитного или электромеханического действия электрически соединяют или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с кабелем. Кроме того, его соединяют механически, жестко или не жестко, либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кожухом, либо же с хвостовиком. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом выполняют электрический клапан либо с одним входом, гидравлически связанным с пространством под пакером или над пакером, либо с двумя изолированными входами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, либо компоновку оснащают двумя электрическими клапанами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего или для верхнего объекта или одновременно для нижнего и верхнего объектов без или с измерением параметров потока. Для реализации способа предусмотрены варианты устройства.

Практическая реализация способа и установки по патенту РФ №2385409 имеет следующие недостатки:

1) отдельная кабельная линия (при управлении электрическим клапаном по дополнительному кабелю) не обеспечивает длительную работу установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) - она быстро выходит из строя под действием агрессивной среды, через 180-200 суток происходит отказ; также возрастают сложность монтажа и спуско-подъемных операций компоновки подземного оборудования с двумя линиями кабеля; наблюдаются частые повреждения двух кабельных линий при спуске УЭЦН;

2) при спуске и подъеме двух линий кабеля в наклонно-направленную скважину увеличивается вероятность повреждения линии, по которой управляется электрический клапан; также уменьшается проходное сечение между колонной труб и обсадной колонной, что может повлечь за собой прихват скважинного оборудования в скважине;

3) требуется отдельная станция управления клапаном, что создает проблемы по размещению оборудования на устье скважины.

Известный способ и установка с управлением электрическим клапаном по кабелю электроприводного насоса имеют свою область применения. Настоящее изобретение расширяет арсенал средств того же назначения.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины, эффективности управления электрическим клапаном и, как следствие, оптимизация добычи флюида из верхнего продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины электропогружным насосом с электрическим клапаном, исключение перетока жидкости с верхнего пласта в нижний, оптимизация добычи в режиме реального времени и исследование зависимости процента обводненности при разных забойных давлениях, отсутствие необходимости отключения насоса при подаче электропитания на привод электрического клапана и его переключении, обеспечение гарантированного безаварийного извлечения пакера, исключение необходимости применения дополнительных проводов и проведения нестандартных работ на устье скважины (пайка, соединение проводов), а также исключение необходимости внесения изменений в схему расстановки оборудования на устье скважины.

Технический результат достигается осуществлением способа исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающего спуск в многопластовую скважину на колонне насосно-компрессорных труб нижней секции установки, состоящей из хвостовика с заглушкой, приемного устройства для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, установку пакера между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединение колонны труб от пакера и ее подъем, спуск на колонне насосно-компрессорных труб верхней секции установки, включающей снизу вверх электрический клапан с возможностью управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида нижнего пласта с измерением параметров потока, соединенный электрически и механически с блоком погружной телеметрии, погружной электродвигатель с кабелем, электроприводной насос, монтаж устьевого оборудования, запуск электроприводного насоса и отбор продукции пластов, при этом согласно изобретению, устанавливают выше разъединителя-соединителя клямсошламоуловитель, оснащают электрический клапан датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, при этом привод электрического клапана соединяют электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связывают через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, со станции управления по кабелю, питающему погружной электродвигатель, подают ток на электродвигатель клапана, перекрывают внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, передают величину давления нижнего пласта с датчика давления клапана через блок погружной телеметрии на блок приема информации, далее передают информацию о замерах на пульт управления месторождения, причем работу насоса при замере давления не останавливают, после замера забойного давления нижнего продуктивного пласта датчиком давления со станции управления клапаном, совмещенной со станцией управления установкой электроприводного насоса, подают ток обратной полярности на электродвигатель клапана, производят открытие клапана, переводят насос на постоянный режим работы.

Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:

- установку выше электроприводного насоса оснащают обратным и сбивным клапанами;

- установку оснащают дополнительным пакером.

Технический результат достигается применением установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащей две секции - нижнюю и верхнюю, причем нижняя секция спущена предварительно и оснащена хвостовиком с заглушкой, приемным устройством для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакером, посаженным между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединителем-соединителем на верхнем конце нижней секции, а верхняя секция установки имеет возможность последующего спуска и оснащена электрическим клапаном, соединенным механически и электрически с блоком погружной телеметрии и снабженным устройством для замера одного или нескольких параметров пласта, погружным электродвигателем с кабелем, электроприводным насосом, при этом согласно изобретению, выше разъединителя-соединителя установлен клямсошламоуловитель, электрический клапан оснащен датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, привод электрического клапана соединен электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связан через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, при этом станция управления клапаном совмещена со станцией управления установкой электроприводного насоса с возможностью адаптации к любому производителю станций управления.

Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:

- клямсошламоуловитель выполнен в виде отрезка насосно-компрессорной трубы с надетым на нее корпусом, низ которого герметичен по отношению к насосно-компрессорной трубе, а верх выполнен открытым в форме воронки;

- запорный механизм электрического клапана выполнен коническим по отношению к седлу запорного механизма;

- выше электроприводного насоса расположены обратный и сбивной клапаны;

- оснащена дополнительным пакером.

Изобретение поясняется изображенной на фиг.1 схемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и представленной на фиг.2 схемой осуществления мониторинга скважинных параметров.

Установка (фиг.1) состоит из хвостовика 1 с заглушкой 2, перепускных клапанов 3, пакера 4, разъединителя-соединителя 5, клямсошламоуловителя 6, электрического клапана 7 с запорным механизмом (на фигурах не показан), снабженного датчиком давления (на фиг.2), погружного электродвигателя (ПЭД) 8, питающегося электрическим током через кабель 9, блока погружной телеметрии (БПТ) 10, электрической цепью связанного через обмотки ПЭД 8 и кабель 9 со станцией управления 11 и блоком приема и обработки информации 12.

Запорный механизм электрического клапана 7 может быть выполнен коническим по отношению к седлу запорного механизма. Данное исполнение запорного механизма позволяет производить штуцирование потока путем частичного перемещения запорного механизма.

Механически клапан 7 соединен с БПТ 10 при помощи муфт и фланца-разъема (на фигурах не показаны), электрически привод клапана 7 соединен с БПТ 10 через систему управления клапаном (фиг.2). Электрическое соединение привода электрического клапана 7 с БПТ 10 осуществляется одним или несколькими проводами (на фигурах не показаны), проложенными внутри БПТ 10 и клапана 7.

Клямсошламоуловитель 6 выполнен в виде отрезка насосно-компрессорной трубы (НКТ) с надетым на нее корпусом определенной длины, низ которого герметичен по отношению к НКТ, а верх выполнен открытым в форме воронки. Такое исполнение клямсошламоуловителя 6 позволяет улавливать посторонние предметы, попавшие в ствол скважины. Таким образом, наличие клямсошламоуловителя 6 позволяет исключить осложнения при срыве и подъеме пакера 4.

Установка содержит узел 13, исключающий влияние ПЭД 8 на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. Узел 13 установлен для повышения надежности передачи информации за счет снижения наводок ПЭД на линию электропитания и передачи информации.

Пакер 4 предназначен для разобщения нижнего 14 и верхнего 15 продуктивных пластов многопластовой скважины. Выше электроприводного насоса 16 расположены сбивной 1 7 и обратный 18 клапаны.

Способ осуществляется следующим образом.

Разделяют установку на две секции. Спускают в многопластовую скважину 19 на колонне труб (на фигурах не показана) известным способом при помощи стандартного оборудования и инструментов бригады капитального ремонта скважин нижнюю секцию установки, состоящую из хвостовика 1 с заглушкой 2, приемного устройства для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта 14 в виде перепускных клапанов 3, пакера 4 и разъединителя-соединителя 5. Устанавливают пакер 4 между нижним 14 и верхним 15 продуктивными пластами, производят разъединение колонны труб от пакера 4 и ее подъем. Затем спускают верхнюю секцию установки, состоящую из электрического клапана 7, БПТ 10 с датчиком давления, ПЭД 8, электроприводного насоса 16, сбивного 17 и обратного 18 клапанов, соединяют в месте разъединения-соединения с пакером 4, проводят монтаж устьевого оборудования. Запускают электроприводной насос 16. При этом флюид с нижнего пласта 14 через центральный канал пакера 4 попадает во внутреннюю полость НКТ 20 и через открытый клапан 7 выходит в межтрубное пространство 21 и смешивается с флюидом верхнего пласта 15, далее насосом 16 по колонне НКТ 22 перекачивается на поверхность.

Для контроля за работой пластов 14, 15 со станции управления 11 по кабелю 9, питающему ПЭД 8 подают ток на электродвигатель (на фиг.1 не показан) клапана 7, в результате перекрывается внутренняя полость НКТ 20 и давление возрастает до истинного значения забойного давления нижнего пласта 14 через 30-60 минут. Датчик давления (на фиг.2), расположенный в клапане 7, передает величину давления через БПТ 10 на блок приема информации 12. Далее эта информация о замерах передается на пульт управления всего месторождения (на фигурах не показан). Такая процедура периодически повторяется, например, два раза в месяц. При замере давления работу электроприводного насоса 16 не останавливают. Насос 16 работает в низкочастотном режиме и перекачивает флюиды верхнего пласта 15. Датчик давления (на фигурах не показан), расположенный в БПТ 10, показывает давление в межтрубном пространстве в процессе работы электроприводного насоса 16. После замера забойного давления нижнего пласта 14 датчиком, расположенным в клапане 7, со станции управления 11 подают ток обратной полярности на электродвигатель клапана 7, производят открытие клапана 7, в результате чего внутренняя полость клапана 7 сообщается с межтрубным пространством 21, переводят электроприводной насос 16 на постоянный режим работы путем восстановления частоты ПЭД 8.

Способ описан для однопакерной установки. При реализации вышеописанного способа возможна как однопакерная, так и многопакерная установка.

Предлагаемый способ позволяет регулировать объем добычи частичным открытием клапана. Периодическое открытие-закрытие клапана производится при работающем электропогружном насосе. Прекращение отбора флюида из нижнего пласта при исследовании параметров пластов не оказывает влияния на работу верхнего пласта.

Преимущества настоящего изобретения по сравнению с известными способами и установками: электроприводной насос постоянно работает, в аналогах - насос отключается, чтобы передать ток на электродвигатель клапана, перекрывающего нижний пласт. Тем самым обеспечивается оптимизация добычи флюида из верхнего продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины электропогружным насосом с электрическим клапаном, а также повышение эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины. К преимуществам относится то, что исключается переток жидкости с верхнего пласта в нижний, что не предусмотрено в аналогах. Поток нижнего пласта штуцируется, что дает возможность оптимизировать добычу в режиме реального времени, производить исследования зависимости процента обводненности при разных забойных давлениях. Применение клямсошламоуловителя гарантирует безаварийное извлечение пакера. Совмещенная конструкция клапана и блока погружной телеметрии исключает необходимость применения дополнительных проводов, также исключает проведение нестандартных работ на устье скважины (пайка, соединение проводов). За счет объединения станции управления установкой электроприводного насоса и станции управления клапана исключается необходимость внесения изменений в схему расстановки оборудования на устье скважины.

1. Способ исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающий спуск в многопластовую скважину на колонне насосно-компрессорных труб нижней секции установки, состоящей из хвостовика с заглушкой, приемного устройства для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, установку пакера между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединение колонны труб от пакера и ее подъем, спуск на колонне насосно-компрессорных труб верхней секции установки, включающей снизу вверх электрический клапан с возможностью управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида нижнего пласта с измерением параметров потока, соединенный электрически и механически с блоком погружной телеметрии, погружной электродвигатель с кабелем, электроприводной насос, монтаж устьевого оборудования, запуск электроприводного насоса и отбор продукции пластов, отличающийся тем, что устанавливают выше разъединителя-соединителя клямсошламоуловитель, оснащают электрический клапан датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, при этом привод электрического клапана соединяют электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связывают через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, со станции управления по кабелю, питающему погружной электродвигатель, подают ток на электродвигатель клапана, перекрывают внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, передают величину давления нижнего пласта с датчика давления клапана через блок погружной телеметрии на блок приема информации, далее передают информацию о замерах на пульт управления месторождения, причем работу насоса при замере давления не останавливают, после замера забойного давления нижнего продуктивного пласта датчиком давления со станции управления клапаном, совмещенной со станцией управления установкой электроприводного насоса, подают ток обратной полярности на электродвигатель клапана, производят открытие клапана, переводят насос на постоянный режим работы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что установку выше электроприводного насоса оснащают обратным и сбивным клапанами.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что установку оснащают дополнительным пакером.

4. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая две секции - нижнюю и верхнюю, причем нижняя секция спущена предварительно и оснащена хвостовиком с заглушкой, приемным устройством для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакером, посаженным между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединителем-соединителем на верхнем конце нижней секции, а верхняя секция установки имеет возможность последующего спуска и оснащена электрическим клапаном, соединенным механически и электрически с блоком погружной телеметрии и снабженным устройством для замера одного или нескольких параметров пласта, погружным электродвигателем с кабелем, электроприводным насосом, отличающаяся тем, что выше разъединителя-соединителя установлен клямсошламоуловитель, электрический клапан оснащен датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, привод электрического клапана соединен электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связан через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, при этом станция управления клапаном совмещена со станцией управления установкой электроприводного насоса с возможностью адаптации к любому производителю станций управления.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что клямсошламоуловитель выполнен в виде отрезка насосно-компрессорной трубы с надетым на нее корпусом, низ которого герметичен по отношению к насосно-компрессорной трубе, а верх выполнен открытым в форме воронки.

6. Установка по п.4, отличающаяся тем, что запорный механизм электрического клапана выполнен коническим по отношению к седлу запорного механизма.

7. Установка по п.4, отличающаяся тем, что выше электроприводного насоса расположены обратный и сбивной клапаны.

8. Установка по п.4, отличающаяся тем, что оснащена дополнительным пакером.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам для измерения температуры бурового раствора в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности устройства и усовершенствование его конструкции.

Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, гидравлический коллектор, возвратно-поступательный насос и электроприводной центробежный насос с запорно-промывочным клапаном, соединенный с пакером промежуточной трубой, и кабель электропитания.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, два пакера, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса, скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, два блока регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащие модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, и регулируемые электроклапаны.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками.

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

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

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

Наверх