Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации



Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации
Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации

 


Владельцы патента RU 2552405:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)
Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" (RU)

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной закачки в два пласта с возможностью распределения общего закачиваемого объема по пластам в требуемой пропорции и проведения замера параметров закачиваемой жидкости.

Известен способ, выбранный за прототип, заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакерами устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и опрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки.

УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы (патент РФ №2495235, опубл. 10.10.2013 г.).

Недостатком известного способа является необходимость спуска глубинного расходомера для проведения лишь разового замера расхода закачиваемой жидкости без возможности регистрации параметров в течение продолжительного периода, например месяца. Также к недостаткам относится то, что при отключении одного из пластов возможны погрешности вследствие изменения режима закачки.

Техническим результатом заявляемого способа и установки является обеспечение возможности получения информации о величине давления закачки до и после каждого штуцера в течение продолжительного периода времени без использования большого количества дополнительных приборов и без изменения режима закачки, получение достоверных данных по режиму закачки, необходимых для формирования правильного режима работы скважины, а также повышение надежности технологии.

Технический результат достигается осуществлением способа одновременно раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающего спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя, установку нижнего и верхнего пакеров, опрессовку межтрубного пространства над нижним и верхним пакерами, подачу жидкости в колонну труб, определение расходов жидкости по пластам, сопоставление фактического расхода жидкости для пластов с заданными значениями, подъем при их отличии извлекаемой части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спуск извлекаемой части устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществление регулируемой закачки жидкости, подъем установки по окончании работ, при этом согласно изобретению оснащают устройство распределения закачки верхним автономным манометром, установленным над верхним штуцером, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, осуществляют подачу жидкости в колонну труб, производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров при помощи верхнего, среднего и нижнего автономных манометров, фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем и нижнем штуцерах, рассчитывают по перепаду давления расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, при отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки вместе с автономными манометрами и штуцерами на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, заменяют в извлекаемой части устройства распределения закачки верхний и нижний штуцеры, спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, производят подачу жидкости в колонну труб и ведут повторные замеры давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров.

Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:

- установку выше нижнего и/или верхнего пакера оснащают разъединителем механического или гидравлического принципа действия;

- под верхним пакером устанавливают переводник-центратор.

Технический результат достигается применением установки для одновременно раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель, при этом согласно изобретению устройство распределения закачки (например, УР3-114) оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию.

Схема установки для регулируемой закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости приведена на фиг. 1. Схема устройства распределения закачки (например, УР3-144, производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский) с автономными манометрами и штуцерами приведена на фиг. 2.

Установка состоит из спущенной в скважину 1 (фиг. 1) на колонне труб 2 компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор 3 (например, ВЦ-73 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), нижний пакер 4 (например, ПРО-ЯМО3-122 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), переводник-центратор 5 (например, ПЦ-124 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), устройство распределения закачки 6 (например, УР3-114 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), верхний пакер 7 (например, ПРО-ЯВЖ-М-С-122 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), удлинитель 8 (например, УС-118 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский). Над нижним 4 и верхним 7 пакерами могут быть установлены разъединители (на фиг. 1 не показаны) механического или гидравлического принципа действия. Переводник-центратор (на фиг. 1 не показан) может быть установлен ниже верхнего пакера 7. Нижний пакер 4 выполнен осевой установки, верхний пакер 7 выполнен с упором в нижний пакер 4.

Воронка-центратор 3 предназначена для исключения повреждений геофизического прибора при проведении исследований. Нижний пакер 4 служит для разобщения нижнего 9 и верхнего 10 пластов. Переводник-центратор 5 предназначен для центрирования. Устройство распределения закачки 6 предназначено для распределения общего объема закачиваемой воды в нижний 9 и верхний 10 пласты. Верхний пакер 7 служит для защиты обсадной колонны от давления закачки. Удлинитель 8 предназначен для компенсации изменения длины колонны труб 2 при циклической закачке и термобарических изменениях.

Устройство распределения закачки 6 (фиг. 2), состоящее из корпусной 11 и извлекаемой 12 частей, снабжено верхним автономным манометром 13, средним автономным манометром 14 и нижним автономным манометром 15. Верхний 16 и нижний 17 штуцеры установлены в извлекаемую часть 12 УРЗ 6 с возможностью извлечения обоих штуцеров 16, 17 за одну спуско-подъемную операцию. Верхний автономный манометр 13 установлен над верхним штуцером 16, средний автономный манометр 14 установлен под верхним штуцером 16, нижний автономный манометр 15 установлен под нижним штуцером 17.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.

Перед спуском установки производят шаблонирование скважины 1 (фиг. 1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. 1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1. Установку собирают в следующей последовательности: воронка-центратор 3, нижний пакер 4, переводник-центратор 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, удлинитель 8. Установку спускают либо без извлекаемой части 12 УРЗ 6, либо вместе с ней. Переводят пакеры 4, 7 в рабочее положение, затем опрессовывают межтрубное пространство над нижним 4 и верхним 7 пакерами. Осуществляют подачу жидкости в колонну труб 2. Производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего 16 и нижнего 17 штуцеров при помощи верхнего 13, среднего 14 и нижнего 15 автономных манометров. Фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем 16 и нижнем 17 штуцерах. Рассчитывают по перепаду давления известным способом расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов 9, 10 с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть 12 УРЗ 6 вместе с автономными манометрами 13, 14, 15 и штуцерами 16, 17 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке (на фигурах не показаны). Заменяют в извлекаемой части 12 УРЗ 6 верхний 16 и нижний 17 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть 12 УРЗ 6 с автономными манометрами 13, 14, 15 и замененными верхним 16 и нижним 17 штуцерами в колонну труб 2 до ее посадки в корпусную часть 11 УРЗ 6.

По окончании работ переводят верхний 7 и нижний 4 пакеры в транспортное положение натяжением колонны труб 2. Проводят обратную промывку для проверки перевода пакеров 4,7 в транспортное положение и очистки места посадки пакеров 4, 7 от песка и шлама. Начинают подъем установки после возврата уплотнительных элементов пакеров 4, 7 в состояние, не мешающее подъему.

Заявляемые способ и установка для одновременно раздельной закачки жидкости по пластам позволяют получать информацию о величине давления закачки до и после каждого штуцера в течение продолжительного периода времени без использования большого количества дополнительных приборов и без изменения режима закачки, получать достоверные данные по режиму закачки, необходимые для формирования правильного режима работы скважины, а также повысить надежность технологии.

1. Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающий спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя, установку нижнего и верхнего пакеров, опрессовку межтрубного пространства над нижним и верхним пакерами, подачу жидкости в колонну труб, определение расходов жидкости по пластам, сопоставление фактического расхода жидкости для пластов с заданными значениями, подъем при их отличии извлекаемой части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спуск извлекаемой части устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществление регулируемой закачки жидкости, подъем установки по окончании работ, отличающийся тем, что оснащают устройство распределения закачки верхним автономным манометром, установленным над верхним штуцером, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, осуществляют подачу жидкости в колонну труб, производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров при помощи верхнего, среднего и нижнего автономных манометров, фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем и нижнем штуцерах, рассчитывают по перепаду давления расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, при отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки вместе с автономными манометрами и штуцерами на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, заменяют в извлекаемой части устройства распределения закачки верхний и нижний штуцеры, спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, производят подачу жидкости в колонну труб и ведут повторные замеры давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установку выше нижнего и/или верхнего пакера оснащают разъединителем механического или гидравлического принципа действия.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что под верхним пакером устанавливают переводник-центратор.

4. Установка для одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающая воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель, отличающаяся тем, что устройство распределения закачки оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию.



 

Похожие патенты:

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

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

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

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

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

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

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

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

Изобретение относится к 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.

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.

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.

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.

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.
Наверх