Устройство для отключения обводненной части пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока. Пакер выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. В полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. Напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий. В полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек. Поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки. В фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт. Он жестко закреплен в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины. Нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины. При этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. 3 ил.

 

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

Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.08.2006 г. в бюл. №24), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.

Недостатками данного устройства являются:

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

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

- в-третьих, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины и любым известным способом (например, с привлечением геофизического подъемника или насосного агрегата) переместить кольцевую втулку вниз потока и отключить поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давление в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

- в-пятых, извлечение насоса из скважины, привлечение геофизического подъемника или насосного агрегата для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2422422, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.07.2011 г. в бюл. №20), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше уплотнительного элемента пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше уплотнительного элемента пакера, и нижним рядом отверстий, сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая надежность в работе, связанная с наличием разрушающих элементов, фиксирующих поршень в корпусе в конструкции устройства, срезающихся при расчетной нагрузке, при этом невозможность создания расчетной нагрузки (наклонный ствол, сползание пакера при разгрузке колонны труб на устройство) и/или просчеты при определении диаметра разрушающих элементов могут привести к отказу устройства в работе;

- во-вторых, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, сбросить шар в колонну труб, создать необходимое давление с привлечением насосного агрегата для срезания штифтов кольцевой втулки и ее перемещения вниз и перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе;

- в-третьих, извлечение скважинного насоса из скважины, привлечение насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давление в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства в работе и повышение надежности его работы, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.

Поставленная техническая задача решается устройством для отключения обводненной части пласта, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевые уплотнения.

Новым является то, что в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины, поршень выполнен полым и заглушенным снизу, а напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий, сообщающихся с внутренним пространством трубы, при этом в полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек, причем поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки, причем в фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки, причем при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольного паза, при этом верхний и нижний ряды отверстий полого корпуса посредством внутренней цилиндрической выборки и ряда сквозных отверстий поршня сообщаются с внутренним пространством трубы, а при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольного паза, верхний ряд отверстий полого корпуса посредством внутренней цилиндрической выборки и ряда сквозных отверстий поршня сообщается с внутренним пространством трубы, при этом нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрывается поршнем, а при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки нижний ряд отверстий полого корпуса посредством внутренней цилиндрической выборки и ряда сквозных отверстий поршня сообщается с внутренним пространством трубы, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрывается поршнем.

На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.

На фигуре 2 изображено сечение А-А устройства.

На фигуре 3 изображена развертка фигурного паза.

Устройство для отключения обводненной части пласта включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну труб 2, пакер 3 с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с верхним рядом отверстий 6, размещенным выше уплотнительного элемента пакера 3 и сообщающимся с надпакерным пространством 7 скважины 1.

Пакер 3 установлен между верхней и нижней зонами перфорации, выполненными соответственно в верхней и нижней частях пласта. Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 8, жестко соединенная с колонной труб 2.

Сверху труба 8 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 8 жестко соединена с поршнем 9. Труба 8 с поршнем 9 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.

В полом корпусе 5 ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнен нижний ряд отверстий 10, сообщающийся с подпакерным пространством 11 скважины 1.

Поршень 9 выполнен полым и заглушенным снизу, а напротив верхнего 6 и нижнего 10 рядов отверстий полого корпуса 5, поршень 9 оснащен внутренней цилиндрической выборкой 12 (см. фиг.1 и 2) и рядом сквозных отверстий 13, сообщающихся с внутренним пространством 14 трубы 8. Длина внутренней цилиндрической выборкой 12 поршня 9 превышает расстояние между верхним 6 и нижним 10 рядами радиальных отверстий полого корпуса 5 отключателя потока 4.

Пропускная способность ряда сквозных отверстий 13, выполненных диаметром D, например равным 20 мм больше суммарной пропускной способности верхнего 6 и нижнего 10 рядов радиальных отверстий, выполненных диаметром d, например равным 15 мм, что исключает запирание потока и застой продукции в кольцевом пространстве внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9.

В полом корпусе 5 выше верхнего ряда отверстий 6 выполнен фигурный паз 15 (см. фиг.1 и 3) в виде одной продольной проточки 16 и трех поперечных проточек 17', 17", 17"'.

Поперечные проточки 17', 17", 17'" выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки 16.

В фигурном пазу 15 полого корпуса 5 с возможность осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт 18, жестко закрепленный в поршне 9 выше его внутренней цилиндрической выборки 12.

При размещении направляющего штифта 18 в поперечной проточке 17", выполненной из средней части продольной проточки 16, верхний 6 и нижний 10 ряды отверстий полого корпуса 5 посредством внутренней цилиндрической выборки 12 и ряда сквозных отверстий 13 сообщаются с внутренним пространством 14 трубы 8.

При размещении направляющего штифта 18 в поперечной проточке 17', выполненной из верхней части продольной проточки 16, верхний 6 ряд отверстий полого корпуса 5 посредством внутренней цилиндрической выборки 12 и ряда сквозных отверстий 13 поршня 9 сообщается с внутренним пространством 14 трубы 8, при этом нижний ряд отверстий 10 полого корпуса 5 герметично перекрывается поршнем 9.

При размещении направляющего штифта 18 в поперечной проточке 17'", выполненной из нижней части продольной проточки 16, нижний ряд отверстий 10 полого корпуса 5 посредством внутренней цилиндрической выборки 12 и ряда сквозных отверстий 13 сообщается с внутренним пространством 14 трубы 8, при этом верхний ряд отверстий 6 полого корпуса 5 герметично перекрывается поршнем 9. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевым уплотнением 19, 20.

Устройство для отключения обводненной части пласта работает следующим образом.

На устье скважины устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг.1 и 3) так, чтобы направляющий штифт 18 находился в поперечной проточке 17" фигурного паза 15, при этом верхний 6 и нижний 10 ряды отверстий полого корпуса 5 посредством внутренней цилиндрической выборки 12 и ряда сквозных отверстий 13 сообщаются с внутренним пространством 14 трубы 8.

Устройство на колонне труб 2 спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска колонны труб 2 в скважину ее оснащают насосом (на фиг.1, 2, 3 не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг.1) между верхними и нижними интервалами перфорации (на фиг.1, 2, 3 не показано) продуктивного пласта.

Продукция из скважины 1 (см. фиг.1) поступает в устройство как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 11 (см. фиг.1) скважины 1 через нижний ряд отверстий 10 полого корпуса 5 в кольцевое пространство внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9.

Также продукция из скважины 1 поступает в устройство и из верхней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 7 (см. фиг.1 и 3) скважины 1 через ряд радиальных отверстий 6 полого корпуса 5 в кольцевое пространство внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9.

В кольцевом пространстве внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9 потоки продукции, поступающие в устройство из верхней и нижней частей продуктивного пласта смешиваются и через ряд сквозных отверстий 13 поступают во внутреннее пространство 14 трубы 12 и далее по колонне труб 2 поднимаются на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 7 выше уплотнительного элемента пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 11 ниже уплотнительного элемента пакера 3, например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней (надпакерного пространства 7 скважины 1) или нижней (подпакерного пространства 11 скважины 1) водонасыщенной части пласта.

Для отключения нижней водонасыщенной части пласта из начального положения (см. фиг.1 и 3) с устья скважины поворачивают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 относительно неподвижного полого корпуса 5 против часовой стрелки на угол больший угла 60°, соответствующий длине (с=0,1 м) поперечной проточки 17", например на 90° и длине 0,15 м, затем приподнимают колонну труб 2 на длину большую длины b=0,5 м, например на 0,8 м. После чего поворачивают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 по часовой стрелки на угол больший угла 60°, соответствующий длине (с=0,1 м) поперечной проточки 17', например на 90° и длине 0,15 м. В результате проведенных действия направляющий штифт 18 перемещается из крайнего левого положения вверх поперечной проточки 17" фигурного паза 15 через продольный паз 16 в крайнее левое положение поперечной проточки 17' фигурного паза 15, при этом нижний ряд радиальных отверстий 10 полого корпуса 5 герметично отсекается кольцевыми уплотнениями 20. В результате поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из подпакерного 11 пространства скважины отключается.

Далее поток продукции поступает только из верхней зоны перфорации (верхней необводненной зоны пласта), то есть из надпакерного пространства 7 (см. фиг.1 и 2) скважины 1 через верхний ряд радиальных отверстий 6 полого корпуса 5 в кольцевое пространство внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9 и далее через ряд сквозных отверстий 13 во внутреннее пространство 14 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).

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

Для отключения верхней водонасыщенной части пласта с устья скважины из начального положения (см. фиг.1 и 3) с устья скважины поворачивают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 относительно неподвижного полого корпуса 5против часовой стрелки на угол больший угла 60°, соответствующий длине (с=0,1 м) поперечной проточки 17", например на 90° и длине 0,15 м, затем опускают колонну труб 2 на длину большую длины а=0,5 м, например на 0,8 м. После чего поворачивают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 по часовой стрелки на угол больший угла 60°, соответствующий длине (с=0,1 м) поперечной проточки 17'", например на 90° и длине 0,15 м.

В результате проведенных действия направляющий штифт 18 перемещается из крайнего левого положения вверх поперечной проточки 17" фигурного паза 15 через продольный паз 16 в крайнее левое положение поперечной проточки 17'" фигурного паза 15, при этом верхний ряд радиальных отверстий 6 полого корпуса 5 герметично отсекается кольцевыми уплотнениями 19 поршня 9. В результате поток продукции из верхней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из надпакерного пространства 7 скважины 1 отключается.

Далее поток продукции поступает только из нижней зоны перфорации (нижней необводненной зоны пласта), то есть из подпакерного пространства 11 (см. фиг.1 и 2) скважины 1 через нижний ряд радиальных отверстий 10 полого корпуса 5 в кольцевое пространство внутренней цилиндрической выборки 12 поршня 9 и далее через ряд сквозных отверстий 13 во внутреннее пространство 14 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса.

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

Предлагаемое устройство для отключения обводненной части пласта имеет простую конструкции в работе, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, также исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины, а это позволяет сократить материальные и финансовые затраты в работе устройства, а за счет исключения разрушающих элементов, срезающихся при расчетной нагрузке, из конструкции устройства при отключении потока жидкости из надпакерного пространства (верхних интервалов перфорации) скважины повышается надежность устройства в работе.

Кроме того, предлагаемое устройство для отключения обводненной части пласта позволяет расширить функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым и вращательным перемещением колонны труб с устья скважины.

Устройство для отключения обводненной части пласта, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевые уплотнения, отличающееся тем, что в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, поршень выполнен полым и заглушенным снизу, а напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий, при этом в полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек, причем поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки, причем в фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки, причем при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины, а при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины, при этом нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем, а при размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов и может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее полимеров, содержащихся в буровом растворе.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками и, в частности, к эксплуатации скважин, имеющих более одного забоя. Технический результат - увеличение отбора нефти из бокового ствола при действующем основном стволе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов.

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.

Изобретение относится к системам отсечения потока в скважине и может быть применено для испытания колонны труб на герметичность. Устройство содержит пробку из удаляемого материала, установленную в трубу скважины для проведения указанных испытаний.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей.

Изобретение относится к запорным элементам обратных клапанов и может быть применено в буровом и нефтедобывающем оборудовании. Запорный орган выполнен в виде поджимаемого к седлу сферического запорного элемента, с возможностью его перемещения, снабжен опорными элементами, выполненными в виде криволинейных ножек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при бурении и заканчивания скважин. Изолирующее устройство для пробки разрыва пласта содержит шаровое седло, снабженное посадочной поверхностью, и шар, выполненный с возможностью контакта с посадочной поверхностью.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Система содержит трубчатую колонну и пустотелый активационный шар.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть применено при освоении скважин. Клапан содержит полый корпус с муфтовым и ниппельным концами, снабженными резьбами для соединения клапана с колонной насосно-компрессорных труб и с радиальным отверстием, полый золотник с радиальным отверстием, поршень.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения ремонта скважин. Клапан-отсекатель устанавливается в составе лифтовой колонны труб над гидравлическим устройством и состоит из разъемного корпуса, в осевом канале которого установлен полый плунжер с кольцевым выступом, опирающимся на пружину.

Предложенная группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система содержит проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет, по меньшей мере, два входа, исполнительный механизм и переключатель потока флюида. При этом сопротивление потоку изменяется в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам. Поток указанной флюидной смеси может отклоняться по направлению к одному из указанных входных протоков указанным исполнительным механизмом. Способ регулирования сопротивления потоку в скважине включает изменение ориентации отклоняющей заслонки относительно канала, по которому протекает флюидная смесь, в результате чего поток указанной флюидной смеси отклоняется по направлению к одному из входных протоков проточной камеры. Причем указанная камера обеспечивает сопротивление потоку, изменяющееся в зависимости от пропорций, в которых указанная флюидная смесь протекает в указанную камеру по соответствующим входным протокам. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока в скважине. 3 н.п. и 40 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока. Пакер выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. В полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. Напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий. В полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек. Поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки. В фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт. Он жестко закреплен в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины. Нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины. При этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. 3 ил.

Наверх