Насосная пакерная система для многопластовой скважины

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.

 

Изобретение относится к технике и технологии добычи нефти и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации насосным способом двух, разделенных между собой пакером, пластов одной скважины.

Известен патент РФ №2493359, разработанный ЗАО «НовометПерм», «Насосная пакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов», содержащая колонну труб, кабель, кожух с хвостовиком, двухвинтовой насос с электродвигателем и пакер между пластами.

Известен патент РФ №2488688, разработанный ООО НТП «Нефтегазтехника», «Насосная пакерная кабельная система для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации многопластовой скважины», включающая спуск в скважину на колонну труб пакеров с разъединителем, электродвигателя с двухсторонними валами, верхний из которых связан с насосом, а нижний - с отсекающим клапаном.

Известен патент РФ №2344274, разработанный ООО НИИ «СибГеоТех» и ООО НТП «Нефтегазтехника», «Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой», способ включает спуск в скважину на колонну труб, по меньшей мере, пакера и двух электропогружных насосов с электродвигателями.

Эти известные решения являются менее надежными, более затратными, конструктивно сложными и трудно реализуемыми на практике.

Целью изобретения является повышение надежности и увеличение эффективности насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации флюида из двух пластов одной скважины.

Основной технический, технологический результат и экономический эффект от применения изобретения достигаются за счет возможности раздельного исследования параметров пластов с последующей их совместной эксплуатацией с достижением рациональных забойных давлений.

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 цель изобретения достигается за счет следующих технических решений.

Насосная пакерная 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 оснащен дополнительным кабелем, передающим ток через электродвигатель к пакеру.

На фигурах 1-5 приводится компоновка с различными конструктивными исполнениями.

Насосная пакерная система (фиг.1-5) включает в себя спущенный в скважину 1 и посаженный между пластами 2 и 3 пакер 4 (механического, гидравлического, гидродинамического или электрического действия) и выше него насосную установку.

Насосная установка состоит из электродвигателя 5 с кабелем 6, телеметрии 7, гидрозащиты 8, нижнего 9 и верхнего 10 насосов. При этом нижний насос 9 снабжен приемным узлом 11 в виде входного модуля или газодиспергатора. Верхний насос 10 снабжен приемным узлом 12, выполненным либо в виде входного модуля (фиг.1, 2, 5), снабженного продольным сквозным внутренним каналом 13 для потока флюида нижнего пласта 2 и отсекателем 14 (электрического, электромагнитного или гидравлического действия) с боковым входным каналом 15 для потока флюида верхнего пласта 3, либо в виде входного модуля или газосепаратора (фиг.3,4), снабженного снизу патрубком 16 с боковыми выходными каналами 17 в затрубе 18 скважины 1 для потока флюида нижнего пласта 2. Насосная установка также включает в себя кожух 19 с кабельным вводом 20. Верхний конец кожуха 19 охватывает приемный узел 11 нижнего насоса 9, а нижний его конец расположен ниже электродвигателя 5. Притом кожух 19 жестко соединен снизу с корпусом 21, а электродвигатель 5 снизу жестко связан с патрубком 22, выполненным с боковыми выходными каналами 23. Патрубок 22 (фиг.1-5) снизу связан, прямо или через разъединитель 24 (фиг.3, 4), с пакером 4, причем он, уплотняясь в корпусе 21, разобщает полость 25 кожуха 19 от верхнего пласта 3 и сообщает ее через боковые выходные каналы 23 с нижним пластом 2.

Патрубок 22 снабжен для флюида нижнего пласта 2 либо регулятором 26 (фиг.4), управляемым электродвигателем 5, либо расходомером 27 (фиг.1, 2), либо же механическим обратным клапаном 28 (фиг.3).

Верхний насос 10 соединен приемным узлом 12 с нижним насосом 9, а последний, расположенный над кожухом 19, соединен приемным узлом 11 с гидрозащитой 8 электродвигателя 5.

Насосная пакерная система спускается в скважину 1 на колонне труб 29. При этом пакер 4, если выполнен механического действия (фиг.1, 2), то он устанавливается путем создания на него, без передачи на кожух 19, заданной величины (например, 4-6 т) осевой нагрузки от массы колонны труб 29, с последующим поддержанием или снятием этой нагрузки (4-6 т) после герметичной посадки пакера 4. Если пакер 4 выполнен гидравлического действия (фиг.3, 4), то он устанавливается между пластами 2 и 3 перед спуском насосной установки путем создания внутри пакера 4 избыточного давления. Если пакер 4 выполнен гидродинамического действия (фиг.5), то он оснащается внутри скважины 1 импульсной трубкой 30, передающей выкидное трубное давление верхнего насоса 10 к пакеру 4 (то есть в его гидроцилиндр). Если пакер 4 выполнен электрического или электромагнитного действия (фиг.5), то он (то есть его рабочий механизм 31) связывается с электродвигателем 5.

Отсекатель 14, если выполнен электрического или электромагнитного действия, то он (то есть его управляемый механизм) либо связывается с кабелем 6 электродвигателя 5 (фиг.5), либо с индивидуальным кабелем 32 (фиг.1). Если отсекатель 14 выполнен гидравлического действия, то он (то есть его гидроцилиндр 33) соединяется с импульсной трубкой 34 (фиг.2).

После монтажа скважины 1 через кабель 6 электродвигатель 5 запускается в работу, при этом насосы 9 и 10 функционируют через валы 34 (фиг.1-5). Притом нижний насос 9 откачивает флюид из нижнего пласта 2 через приемный узел 12 (либо по прямому (фиг.2), либо через затруб 18 скважины 1 (фиг.3, 4)) к верхнему насосу 10. А в свою очередь верхний насос 10 откачивает к устью скважины 1 флюид из нижнего 2 и верхнего 3 пластов. При этом нижний насос 9 снижает давление в приемном узле 11 и, соответственно, в забое нижнего пласта до рационального (расчетного) значения, а верхний насос 10 снижает давление в приемном узле 12 и, соответственно, в забое верхнего пласта до значения давления на выходе нижнего насоса 9. Измерение параметров нижнего пласта 2 осуществляется по телеметрии 7 и/или расходомеру 27 в реальном времени через кабель 6 (фиг.1, 2). При необходимости регулировка расхода нижнего пласта 2 проводится регулятором 26, управляемым через кабель 6 электродвигателя 9 (фиг.4). При остановке электродвигателя 9 и, соответственно, насосов 9, 10 обратный переток флюида из верхнего пласта 3 в нижний пласт 2 исключается механическим обратным клапаном 28 (фиг.3). Для исследования параметров нижнего пласта 2 принудительно закрывают отсекатель 14 и, тем самым, исключают приток флюида верхнего пласта 3 в приемный узел 12 верхнего насоса 10 (фиг.1, 2, 5). В этом случае оба насоса 9 и 10 откачивают к устью скважины 1 только флюид из нижнего пласта. А при совместной эксплуатации пластов 2 и 3 снова открывают отсекатель 14 и тем самым обеспечивают добычу флюидов из них.

Насосная пакерная система для многопластовой скважины, включающая 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, отличающаяся тем, что для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов она 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, притом патрубок, уплотняясь в корпусе, разобщает полость кожуха от верхнего пласта и сообщает ее через боковые выходные каналы с нижним пластом, причем он снабжен для флюида нижнего пласта либо регулятором, управляемым электродвигателем, либо расходомером, либо же механическим обратным клапаном, при этом верхний насос соединен приемным узлом с нижним насосом, а последний, расположенный над кожухом, соединен приемным узлом с гидрозащитой электродвигателя, притом 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, при этом 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 к пакеру, либо же выполнен электрического или электромагнитного действия и связан с электродвигателем.



 

Похожие патенты:

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции.

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.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины. В корпусе размещены сопряженные между собой стаканы, которые полым торцом герметично сопряжены с верхним стыковочным узлом, и цилиндры, последние противоположным концом установлены в соответствующих каналах нижнего стыковочного узла, образующие межтрубное пространство и обособленные продольные каналы для потоков флюида из соответствующих пластов в устье скважины. В стаканах выполнено перепускное седло с радиальными каналами в стенке стакана по обе стороны седла. Радиальные каналы ниже перепускного седла выполнены со стороны торца стакана. Выше перепускного седла установлена запорная игла, выполненная в виде золотника, на последнем расположен сальник, посредством которого запорная игла герметично перемещается в стакане от электропривода, размещенного в герметичной полости стакана и закрепленного в стыковочном узле, сообщающего запорной игле возвратно-поступательные движения относительно перепускного седла. Электроприводы запорных игл снабжены устройствами измерения линейных перемещений запорной иглы с датчиками Холла. В продольных каналах цилиндров расположены контрольно-измерительные приборы, функционально связанные кабелем с блоком телеметрии и/или пунктом управления и электропитания скважины, размещенным в стенке стакана, с возможностью передачи управляющих команд регулировочным клапанам и информации о технологических параметрах флюида в пластах скважины через кабельный разъем. Во втором варианте блока в стакане ниже перепускного седла выполнен канал, аксиальный перепускному седлу, сообщающему продольный канал с межтрубным пространством, а контрольно-измерительные приборы установлены в стенке каждого цилиндра и связаны кабелем в межтрубном пространстве. Технический результат заключается в повышении надежности одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. При разработке многопластового нефтяного месторождения ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром. Отбор пластовой продукции через добывающие скважины тоже ведут общим фильтром. Разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента. Производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением. Для этого на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. На добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовых скважин. Способ включает проведение промывки и шаблонирования скважины, спускоподъемных операций с поблочным монтажом внутрискважинного оборудования и добычу скважинного флюида. Сначала спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, в которой установлены трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения, которые последовательно свинчивают в устье скважины насосно-компрессорными трубами (НКТ) и спускают с помощью посадочной колонны, оснащенной сбивным клапаном, репером и гидравлическим монтажным инструментом, последний цангой зацепляют за внутреннюю проточку в наружном трубчатом элементе с фиксированием глубины посадки, нивелируемой репером, и веса - с помощью динамометра. Вторым приемом на колонне НКТ в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида (БРПУ) с ниппелями трубчатых элементов раздвижного трубного соединения, муфты ввода кабеля связи с кабельным разъемом и электроцентробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, соединенным с силовым кабелем и оснащенным телеметрической системой (ТМС), до полного сочленения раздвижного трубного соединения. Колонну НКТ подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой устьевой арматуры, концы обоих кабелей пропускают через кабельный ввод планшайбы и последнюю закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. Кабели герметизируют в кабельном вводе планшайбы и подсоединяют к пункту электропитания и панели управления. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве ЭЦН под контролем манометра. Изменением частоты вращения ЭЦН посредством частотно-регулируемого электропривода и положений клапанов БРПУ скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем ТМС. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации двухпластовых скважин и сокращении сроков ввода их в эксплуатацию. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 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.

Наверх