Устройство заканчивания горизонтальной скважины



Устройство заканчивания горизонтальной скважины
Устройство заканчивания горизонтальной скважины

 


Владельцы патента RU 2548465:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости. Устройство включает колонну труб, оснащенную фильтрами и пакерами снаружи, выполненными в виде пластырей, установленных с учетом длины зон с соответствующей проницаемостью. Один из концов пакеров жестко закреплен на колонне труб, а другой - выполнен с возможностью перемещения вдоль колонны труб и соединен с защитным перфорированным кожухом, установленным снаружи фильтра с перекрытием его отверстий и выполненным с возможностью совмещения отверстий фильтра и кожуха за счет смещения кожуха при выправлении пластырей под действием давления жидкости. Пластыри выполнены с герметизацией снаружи, а изнутри с сообщением с колонной труб через обратный клапан, установленный на сообщающем отверстии. Нижний фильтр при спуске устройства остается открытым, а после закрепления в эксплуатационной колонне его закрывают и производят выправление и закрепление пластырей в скважине созданием давления жидкости. Обратные клапаны выполнены с возможностью исключения выправления пластырей при спуске устройства с промывкой. Расширяются технологические возможности, предотвращается загрязнение и нарушение целостности фильтров. 2 ил.

 

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.

Известен способ разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости (патент RU №2485290, Е21В 43/14, опубл. 20.06.2013 г.), включающий бурение горизонтальной скважины и цементирование обсадной колонны до кровли пласта, определение в пласте зон с различной проницаемостью, спуск в скважину колонны труб с фильтрами, изготовленными с возможностью механического открытия и закрытия изнутри, и пакерами снаружи, установку пакеров с разобщением зон пласта с различной проницаемостью и фильтров в открытом стволе, определение продуктивности и обводненности зон последовательным открыванием и закрыванием фильтров, расположенных напротив соответствующих зон пласта, объединение в группы зон с близкой проницаемостью, эксплуатацию скважины поочередно из каждой группы, открывая соответствующие группе фильтры, при увеличении обводненности в одной из групп определение в ней зоны с наибольшей обводненностью последовательным закрыванием и открыванием соответствующих фильтров в группе, обработку зоны с наибольшей проницаемостью водоизолирующим составом или перекрытие соответствующего фильтра, вызов притока из зоны, обработанной водоизолирующим составом, после технологической выдержки, и дальнейшую эксплуатацию с зонами, имеющими близкую к обработанной зоне проницаемость.

Данный способ осуществляется устройством, включающим колонну труб с фильтрами, изготовленными с возможностью механического открытия и закрытия изнутри, и пакерами снаружи, причем пакеры устанавливают с возможностью разобщения фильтров в открытом стволе и зон пласта с различной проницаемостью.

Недостатками данного устройства являются:

- установка пакеров производится в открытом стволе, что не позволяет исключить перетоки скважинной жидкости между зонами с различной проницаемостью;

- возможность засорения и нарушения целостности фильтров в процессе спуска устройства в горизонтальном участке, так как отсутствует защита их снаружи.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости (патент на полезную модель (ПМ) RU №94628, Е21В 43/14, опубл. 27.05.2010 г.), включающее обсадную колонну с пакерами и клапанами, размещенными между пакерами и имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенных сужением, при этом оно имеет пластыри для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей, а снаружи клапанов размещены фильтры, причем для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубком с кольцевым выступом, наружный диаметр, которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.

Недостатками данного устройства являются:

- установка пакеров производится в пределах пластырей, что приводит к дополнительным материальным и временным затратам, так как сначала необходимо последовательно установить несколько пластырей в горизонтальном стволе;

- возможность засорения и нарушения целостности фильтров в процессе спуска устройства в горизонтальном участке, так как отсутствует защита их снаружи.

Техническими задачами предлагаемого устройства являются исключение дополнительных операций по установке нескольких пластырей в горизонтальном стволе, что приводит к снижению материальных и временных затрат, а также исключение возможности засорения и нарушения целостности фильтров в процессе спуска устройства в горизонтальном участке скважины.

Технические задачи решаются устройством заканчивания горизонтальной скважины, включающим колонну труб, оснащенную фильтрами с возможностью открытия и закрытия изнутри и пакерами снаружи.

Новым является то, что пакеры выполнены в виде пластырей, установленных с учетом длины зон с соответствующей проницаемостью, один из концов которых жестко закреплен на колонне труб, а другой - выполнен с возможностью перемещения вдоль колонны труб и соединен с защитным перфорированным кожухом, установленным снаружи фильтра с перекрытием его отверстий и выполненным с возможностью совмещения отверстий фильтра и кожуха за счет смещения кожуха при выправлении пластырей под действием давления жидкости, создаваемого в колонне труб, причем пластыри выполнены с герметизацией снаружи, а изнутри с сообщением с колонной труб через обратный клапан, установленный на сообщающем отверстии, при этом нижний фильтр при спуске устройства остается открытым, а после закрепления в эксплуатационной колонне его закрывают и производят выправление и закрепление пластырей в скважине созданием давления жидкости, кроме этого, обратные клапаны выполнены с возможностью исключения выправления пластырей при спуске устройства с промывкой.

На фиг.1 показаны устройство заканчивания горизонтальной скважины и схема эксплуатации горизонтального ствола скважины с помощью данного устройства.

Устройство заканчивания горизонтальной скважины 1 (фиг.1, 2) включает колонну труб 2, оснащенную фильтрами 3, 4, изготовленными с возможностью открытия и закрытия изнутри, и пакерами, выполненными в виде пластырей 5, установленных на колонне труб 2 с учетом длины зон 6, 7 с соответствующей проницаемостью, один из концов 8 которых жестко закреплен на колонне труб 2, например, с помощью сварки, пайки и т.п., а другой конец 9 выполнен с возможностью перемещения вдоль колонны труб 2 и соединен с защитным перфорированным кожухом 10, установленным снаружи фильтра 3 с перекрытием его отверстий 11 и выполненным с возможностью совмещения отверстий 11 фильтра 3 с отверстиями 12 кожуха 10 за счет смещения последнего при выправлении пластырей 5 под действием давления жидкости, создаваемого в колонне труб 2. Пластыри 5 выполнены с герметизацией снаружи, например, с помощью уплотнительных колец, манжет и т.п. (не показаны), а изнутри с сообщением с колонной труб 2 через обратный клапан 13, например тарельчатый клапан, резиновые ниппели и т.д., установленный на сообщающем отверстии 14. Нижний фильтр 4 при спуске устройства 1 в горизонтальный участок 15 скважины остается открытым, а после закрепления его в эксплуатационной колонне 16 его закрывают и производят выправление и закрепление пластырей 5 в горизонтальном участке 15 созданием давления жидкости. Причем обратные клапаны 13 выполнены с возможностью исключения выправления пластырей 5 при спуске устройства в скважину с промывкой (по результатам стендовых испытаний обратные клапаны 13 подобраны таким образом, чтобы при промывке с расходом бурового насоса 5-7 л/с жидкость не попадала в пластыри 5, а при повышении расхода бурового насоса до 12-15 л/с, обратные клапаны 13 открываются и позволяют произвести выправление и закрепление пластырей 5 в горизонтальном участке 15). При этом обратные клапаны 13 предохраняют пластыри 5 от смятия под действием наружного давления горной породы и скважинной жидкости после их установки.

Устройство работает следующим образом.

После бурения скважины 17 производят ее крепление обсадной колонной 16 выше продуктивного пласта 18. Вскрытие пласта 18 производят бурением горизонтального участка 15. Затем геофизическими исследованиями выявляют зоны с низкой 6 и высокой 7 проницаемостью. Далее производят спуск в горизонтальный участок 15 устройства заканчивания горизонтальной скважины 1, включающего колонну труб 2, оснащенную пластырями 5 и фильтрами 3 с клапанами (например, см. патент ПМ RU №94628) для открытия и закрытия фильтров 3. С целью исключения возможности прихвата и недоспуска устройства до забоя скважины спуск его производят с промывкой с расходом бурового насоса не более 5-7 л/с через нижний фильтр 4, остающийся открытым. При этом за счет наличия обратных клапанов 13 на сообщающих отверстиях 14 пластырей 5 не происходит выправление последних, что позволяет произвести спуск устройства в горизонтальный участок 15, а фильтры 3 при спуске остаются закрытыми за счет перекрытия их отверстий 11 защитными перфорированными кожухами 10. После достижения устройством 1 проектной глубины его закрепляют в эксплуатационной колонне 16, например, с помощью пакера, продольно-гофрированной подвески и т.п. Затем закрывают нижний фильтр 4. В колонне труб 2 буровым насосом с расходом 12-15 л/с создают давление жидкости, обратные клапаны 13 открываются и пластыри 5, выправляясь, закрепляются в горизонтальном участке 15. Так как концы 8 жестко закреплены на колонне труб 2 пластырей 5, а концы 9 соединены с защитными кожухами 10 и не закреплены к колонне труб 2, при выправлении пластырей 5 они укорачиваются и при этом защитные кожухи 10 смещаются, их отверстия 12 совмещаются с отверстиями 11 фильтров 3, что позволяет производить эксплуатацию скважины.

Устройство заканчивания горизонтальной скважины позволяет устанавливать несколько пластырей в горизонтальном участке без дополнительных спуско-подъемных операций, а также защитить управляемые фильтры от загрязнения и нарушения их целостности при спуске устройства.

Устройство заканчивания горизонтальной скважины, включающее колонну труб, оснащенную фильтрами с возможностью открытия и закрытия изнутри и пакерами снаружи, отличающееся тем, что пакеры выполнены в виде пластырей, установленных с учетом длины зон с соответствующей проницаемостью, один из концов которых жестко закреплен на колонне труб, а другой - выполнен с возможностью перемещения вдоль колонны труб и соединен с защитным перфорированным кожухом, установленным снаружи фильтра с перекрытием его отверстий и выполненным с возможностью совмещения отверстий фильтра и кожуха за счет смещения кожуха при выправлении пластырей под действием давления жидкости, создаваемого в колонне труб, причем пластыри выполнены с герметизацией снаружи, а изнутри с сообщением с колонной труб через обратный клапан, установленный на сообщающем отверстии, при этом нижний фильтр при спуске устройства остается открытым, а после закрепления в эксплуатационной колонне его закрывают и производят выправление и закрепление пластырей в скважине созданием давления жидкости, кроме этого обратные клапаны выполнены с возможностью исключения выправления пластырей при спуске устройства с промывкой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к селективному освоению и обработке многопластовой скважины или пласта, состоящего из зон с различной проницаемостью. Устройство содержит патрубки с отверстиями, размещенными напротив каждого из продуктивных пластов или зон с различной проницаемостью, герметично разделенных между собой пакерами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

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 нефтегазовой отрасли, в частности к системе и соответствующему способу добычи углеводородов из нескольких поземных пластов, а также к смешиванию или к одновременному извлечению таких углеводородов. Скважинный инструмент состоит из нескольких трубчатых секций, соединяемых новой безрезьбовой линейной соединительной системой. Внутри цилиндрических стенок соседних стенок обеспечен канал для электрических проводников для соединения электронных компонентов в различных секциях инструмента. Уплотнительные втулки и другие уплотнительные элементы, расположенные в канале для электрических проводников, обеспечивают поддержание атмосферного давления для электрических компонентов внутри инструмента. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 14 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации за счет применения более эффективного гравитационного разделения воды и нефти в скважине. По способу определяют общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью. Определяют геометрическое расположение пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту для каждой скважины. Определяют приемистость поглощающего горизонта для каждой скважины. Определяют суточный объем попутно добываемой воды для каждой скважины. На основании полученных данных, по меньшей мере по геометрическому расположению пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту, а также из условия, что приемистость поглощающего горизонта выше суточного объема попутно добываемой воды, определяют вид насосной системы двойного действия. Это определяют из условия обеспечения последующей закачки попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий либо нижележащий пласт для каждой скважины. При закачке попутно добываемой воды в вышележащий пласт в выкидную линию подают меньше жидкости, чем откачивают скважинной штанговой насосной установкой. Под тройником на устье скважин размещают дополнительное уплотнение устьевого штока для восприятия давления. При закачке попутно добываемой воды в нижележащий пласт штанговую насосную установку оснащают хвостовиком и дополнительным плунжером для воды, связанным с основным плунжером и обеспечивающим возможность преодоления давления поглощающего пласта. Осуществляют эксплуатацию, по меньшей мере, одной скважины месторождения с высокой обводненностью с использованием скважинной штанговой насосной установки с насосной системой определенного вида. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной добычи нефти. Установка содержит устьевой силовой агрегат, погружной гидропривод с подвижным ступенчатым плунжером, связанный с устьевым силовым агрегатом при помощи гидравлических каналов, передающих знакопеременные нагрузки через приводную среду на него. Погружной насос соединен с лифтовой колонной. Установка снабжена дополнительным погружным насосом, соединенным с дополнительной лифтовой колонной. Плунжер выполнен трехступенчатым. Приводные полости гидропривода, образованные между ступенями плунжера и его корпусом, имеют гидравлические связи с соответственно верхним и нижним погружными объемными насосами. Ступени плунжера расположены в отдельных, но смежных полостях, соединенных с приводными гидроканалами. Средняя ступень плунжера, в месте перехода из одной смежной полости в другую, и крайние ступени, в местах их выхода из каждой смежной полости, уплотнены. Технический результат заключается в повышении надежности установки и эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Насосная пакерная система включает в себя спущенный в скважину и посаженный между пластами пакер и выше него насосную установку, состоящую из электродвигателя с кабелем, гидрозащиты, телеметрии, нижнего и верхнего насосов с приемными узлами и кожуха с кабельным вводом, верхний конец которого охватывает приемный узел нижнего насоса, а нижний конец расположен ниже электродвигателя. При этом система оснащена корпусом и патрубком с боковыми выходными каналами, первый из которых соединен сверху с нижним концом кожуха, а второй связан сверху с электродвигателем и снизу с пакером. При этом патрубок, уплотняясь в корпусе, разобщает полость кожуха от верхнего пласта и сообщает ее через боковые выходные каналы с нижним пластом. Притом патрубок снабжен для флюида нижнего пласта либо регулятором, управляемым электродвигателем, либо расходомером, либо же механическим обратным клапаном. Верхний насос соединен приемным узлом с нижним насосом, а последний, расположенный над кожухом, соединен приемным узлом с гидрозащитой электродвигателя. При этом приемный узел нижнего насоса выполнен в виде входного модуля или газодиспергатора, а приемный узел верхнего насоса выполнен либо в виде входного модуля, снабженного продольным сквозным внутренним каналом для потока флюида нижнего пласта и отсекателем с боковым входным каналом для потока флюида верхнего пласта, управляемым электрическим, электромагнитным или гидравлическим воздействием, либо в виде входного модуля или газосепаратора, снабженного снизу патрубком с боковыми выходными каналами в затрубе скважины для потока флюида нижнего пласта. Пакер либо выполнен механического действия и установлен путем создания на него, без передачи на кожух, заданной величины осевой нагрузки от массы колонны труб с последующим поддержанием или снятием этой нагрузки после герметичной посадки пакера, либо выполнен гидравлического действия, оснащен разъединителем и установлен между пластами перед спуском насосной установки путем создания внутри пакера избыточного давления, либо выполнен гидродинамического действия и оснащен внутри скважины импульсной трубкой, передающей выкидное давление верхнего насоса в гидроцилиндр пакера, либо же выполнен электрического или электромагнитного действия и связан с электродвигателем. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в скважинных насосных установках. Установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, пакеры, электропогружной насос с обратным клапаном для откачки продукции пластов с входным модулем и электродвигателем, кожух, охватывающий электродвигатель с кабелем и входным модулем и сообщенный с хвостовиком, оснащенным несколькими каналами, каждый из которых сообщен с одним из участков скважины, манометры, функционально связанные с блоком управления установкой, переключающий клапан с корпусом и запорным органом, расположенный ниже кожуха и обеспечивающий сообщение одного из участков скважины с полостью кожуха через соответствующий канал. Переключающий клапан оснащен поршнем с продольным каналом, сообщающим пространство под клапаном с кожухом, а обратный клапан установлен в продольном канале поршня. Поршень выполнен с возможностью ограниченного продольного перемещения вместе с обратным клапаном вниз под действием перепада давлений в колонне лифтовых труб и канале хвостовика, сообщенном с одним из участков скважины, или вверх под действием потока откачиваемой жидкости. Поршень изготовлен с возможностью взаимодействия с исполнительным механизмом, позволяющим поочередно открывать один из каналов хвостовика, перекрывая остальные, при каждом возвратно-поступательном перемещении поршня. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель. Устройство распределения закачки состоит из корпусной и извлекаемой частей, снабжено верхним автономным манометром, средним автономным манометром и нижним автономным манометром. Верхний и нижний штуцеры установлены в извлекаемую часть УРЗ с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию. Технический результат заключается в обеспечении возможности получения информации о величине давления закачки до и после каждого штуцера в течение продолжительного периода времени, получении достоверных данных по режиму закачки, а также повышении надежности технологии. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 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 нефтедобывающей промышленности и может быть применено для эксплуатации скважин с двумя пластами. Способ включает монтаж в скважине насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб, электроприводного центробежного и возвратно-поступательного насосов, кабеля, питающего электропривод центробежного насоса от наземной станции управления, пакера с кабельным вводом, разобщающего пласты в определенном интервале скважины, и системы погружной телеметрии, связанной кабелем со станцией управления. После монтажа осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов для откачивания флюида из пластов по колонне лифтовых труб на поверхность скважины с возможностью учета их дебитов на станции управления. В зависимости от объема газа, выделяемого нижним пластом скважины, откачивание флюида центробежным насосом ведут либо прямотоком по колонне лифтовых труб либо через сопло жидкоструйного эжектора, установленного ниже возвратно-поступательного насоса с возможностью стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости скважины, для чего турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса переводят в ламинарный. При падении давления флюида на выходе из центробежного насоса и/или превышении потребляемого им тока выполняют подземную промывку центробежного насоса. Для этого из насосной установки монтажным инструментом последовательно удаляют возвратно-поступательный насос и жидкоструйный эжектор, на месте последнего устанавливают перепускной узел, состоящий из коаксиальных труб с сообщающими радиальными каналами. Затем из устья скважины по колонне лифтовых труб через коаксиальную полость и радиальные каналы перепускного узла закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость скважины, которой под давлением через входной модуль промывают центробежный насос, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости и радиальные каналы перепускного узла через надпакерную затрубную полость в устье скважины. После промывки центробежного насоса из насосной установки удаляют перепускной узел и на его месте последовательно устанавливают жидкоструйный эжектор и возвратно-поступательный насос, и продолжают откачивание флюида из пластов на поверхность скважины. Технический результат заключается в сокращении трудозатрат на обслуживание скважины. 1 з.п. ф-лы. 3 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