Способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами



Способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами
Способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами
Способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами

 


Владельцы патента RU 2553710:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

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.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтедобывающей промышленности, и предназначено для эксплуатации скважин с двумя пластами одновременно электропогружным и возвратно-поступательным насосами и жидкоструйным эжектором.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами скважинной насосной установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, втулку с хвостовиком, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной насос с входным модулем и погружным электродвигателем, на выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с колонной лифтовых труб через промежуточную трубу, струйный эжектор, установленный в гнезде стыковочной муфты и расположенный в хвостовике втулки, и полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой. Гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки. (Патент RU №2488689 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. - МПК: E21B 43/14. - Опубл. 27.07.2013). Недостатком известного способа является отсутствие возможности промывки электроприводного насоса, требующей при эксплуатации скважины демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является комбинированный способ эксплуатации добывающей скважины путем одновременной эксплуатации электропогружного, штангового и струйного насосов. В процессе совместной эксплуатации поток жидкости, нагнетаемый электропогружным и/или штанговым насосами, направляют через струйный насос. При этом штанговым насосом осуществляют дополнительный подъем жидкости и газа, а струйным насосом осуществляют и отбор газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Расход откачиваемой жидкости или газа, или поочередно жидкости и газа регулируют путем изменения глубины размещения в стволе скважины штангового насоса в паре со струйным насосом и изменения режима их откачки. (Патент RU №2132933 C1. Комбинированный способ эксплуатации добывающей скважины и оборудование для его осуществления. - МПК: E21B 43/00, F04B 47/00. - Опубл. 10.07.1999). Данное техническое решение принято за прототип.

Недостатком известного способа является низкая эффективность эксплуатации скважины из-за сложности ее технологического обслуживания, в частности отсутствия возможности промывки электропогружного насоса, требующей демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение устойчивой работы скважины с возможностью изменять режим эксплуатации скважины без демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины, оперативно промывать электропогружной насос.

Техническим результатом является повышение технологичности и сокращение трудозатрат на эксплуатацию скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами, включающем монтаж насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб, электроприводного центробежного насоса для откачивания флюида из нижнего пласта, возвратно-поступательного насоса с приводной штангой, перемещающейся в колонне лифтовых труб, для откачивания флюида из верхнего пласта, жидкоструйного эжектора, кабеля, питающего электропривод центробежного насоса от наземной станции управления, пакера с кабельным вводом, разобщающего пласты в заданном интервале скважины, и системы погружной телеметрии, связанной кабелем со станцией управления, а после монтажа насосной установки 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 согласно предложенному техническому решению,

в зависимости от объема газа, выделяемого нижним пластом скважины, откачивание флюида центробежным насосом из нижнего пласта ведут либо прямотоком по колонне лифтовых труб либо через сопло жидкоструйного эжектора, последний смонтирован 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, а при падении давления на выходе из центробежного насоса и/или превышении потребляемого им тока выполняют подземную промывку центробежного насоса, для чего из насосной установки последовательно демонтируют возвратно-поступательный насос и жидкоструйный эжектор, на месте последнего монтируют перепускной узел, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами, затем из устья скважины по колонне лифтовых труб через коаксиальную полость и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость скважины, под давлением которой через входной модуль промывают центробежный насос, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла через надпакерную затрубную полость в устье скважины, а после промывки центробежного насоса из насосной установки демонтируют перепускной узел и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор и возвратно-поступательный насос, после чего продолжают откачивание флюида из пластов по колонне лифтовых труб на поверхность скважины;

в процессе эксплуатации скважины демонтаж и монтаж возвратно-поступательного насоса, жидкоструйного эжектора и перепускного узла в насосной установке осуществляют монтажным инструментом через колонну лифтовых труб.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть эффективно использовано в нефтегазодобывающей отрасли. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг. 1 показана схема откачивания флюида из пластов скважины совместно возвратно-поступательным и центробежным насосами прямотоком по колонне лифтовых труб; на фиг. 2 - схема откачивания флюида из пластов скважины совместно возвратно-поступательным насосом и центробежным насосом через сопло жидкоструйного эжектора по колонне лифтовых труб; на фиг. 3 - схема промывки центробежного насоса.

Сущность способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами заключается в следующем.

Эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа в скважине погружной насосной установки, содержащей колонну лифтовых труб, погружной электроприводной центробежный насос для откачивания флюида из нижнего пласта и возвратно-поступательный насос с приводной штангой, перемещающейся в колонне лифтовых труб от наземного привода, для откачивания флюида из верхнего пласта скважины, а при необходимости стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости, и жидкоструйный эжектор, с возможностью подземной промывки центробежного насоса промывочной жидкостью, нагнетаемой из устья скважины через дополнительно монтируемый в насосной установке на месте жидкоструйного эжектора перепускной узел после удаления из насосной установки возвратно-поступательного насоса.

При выделении газа из нижнего пласта I объемом менее 50 м3/т эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа погружной насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 для откачивания флюида из нижнего пласта I, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4, перемещающейся в колонне лифтовых труб 1 от наземного привода (условно не показан), для откачивания флюида из верхнего пласта II, кабеля 5, питающего электропривод 6 центробежного насоса 2 от наземной станции управления (условно не показана), пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II в заданном интервале скважины, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. После монтажа насосной установки осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3. При этом откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут прямотоком из центробежного насоса 2, а флюида из верхнего пласта II скважины возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 1).

При выделении газа из нижнего пласта I объемом 50 м3/т и более эксплуатация нефтяной скважины начинается с монтажа погружной насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 для откачивания флюида из нижнего пласта I, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4, перемещающейся в колонне лифтовых труб 1 от наземного привода, для откачивания флюида из верхнего пласта II, кабеля 5, питающего электропривод 6 центробежного насоса 2 от наземной станции управления (условно не показана), пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II в заданном интервале скважины, жидкоструйного эжектора 9, смонтированного ниже возвратно-поступательного насоса 3 с возможностью стравливания газовой шапки из подпакерной затрубной полости 10 скважины, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. После монтажа насосной установки осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3 для откачивания флюида из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины. Откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут из центробежного насоса 2, при этом турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса 2 переводят с помощью ресивера 11 в ламинарный, последний через сопло 12 жидкоструйного эжектора 9 поступает в колонну лифтовых труб 1, стравливая собой газовую шапку из подпакерной затрубной полости 10 скважины. Флюид из верхнего пласта II скважины откачивают возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 2).

При падении давления на выходе из центробежного насоса 2 и/или превышении потребляемого им тока, определяемые на наземной станции управления от системы погружной телеметрии 8 по кабелю 5, выполняют подземную промывку центробежного насоса 2. Для этого из насосной установки последовательно монтажным инструментом 13 из устья скважины демонтируют возвратно-поступательный насос 3 и жидкоструйный эжектор 9, и на месте последнего монтируют перепускной узел 14, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами. Затем из устья скважины по колонне лифтовых труб 1 через коаксиальную полость 15 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 16 перепускного узла 14 закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость 10 скважины, под давлением которой через входной модуль 17 промывают центробежный насос 2, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости 18 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 19 перепускного узла 14 через надпакерную затрубную полость 20 в устье скважины. После промывки центробежного насоса 2 из насосной установки демонтируют перепускной узел 14 и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор 9 и возвратно-поступательный насос 3. После этого с наземной станции управления осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3, которыми продолжают откачивать флюиды из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления (Фиг. 3).

В зависимости от объемов выделяемого газа вместе с жидкостью нижним пластом скважину с двумя пластами эксплуатируют следующим образом.

Эксплуатацию скважины начинают с монтажа погружной насосной установки.

При выделении газа из нижнего пласта I скважины объемом менее 50 м3/т в скважину на заданную глубину со скоростью не более 0,1 м/с спускают погружную насосную установку, состоящую из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 с кабелем 5, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4 в колонне лифтовых труб 1, пакера 7 с кабельным вводом, разобщающим пласты I и II, и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. По окончании спуска насосную установку закрепляют пакером 7 в заданном интервале скважины. После монтажа насосной установки одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу электроприводной центробежный насос 2 подачей электропитания электроприводу 6 по кабелю 5 и станок-качалку возвратно-поступательного насоса 3 с возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1. Откачивание флюидов из нижнего пласта I скважины ведут центробежным насосом 2 прямотоком в колонну лифтовых труб, а из верхнего пласта II скважины возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины как раздельно, так и смешивая их между собой с учетом их дебитов на наземной станции управления.

При выделении газа из нижнего пласта I объемом 50 м3/т и более в скважину на заданную глубину со скоростью не более 0,1 м/с спускают погружную насосную установку, состоящую из колонны лифтовых труб 1, электроприводного центробежного насоса 2 с кабелем 5, возвратно-поступательного насоса 3 с приводной штангой 4 в колонне лифтовых труб 1, пакера 7 с кабельным вводом, разобщающего пласты I и II, жидкоструйного эжектора 9 и системы погружной телеметрии 8, установленной со стороны свободного торца электропривода 6 центробежного насоса 2 и связанной кабелем 5 с наземной станцией управления. По окончании спуска насосную установку закрепляют пакером 7 в заданном интервале скважины. После монтажа насосной установки в скважине одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу станок-качалку возвратно-поступательного насоса 3 с возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1 и электроприводной центробежный насос 2 подачей электропитания электроприводу 6 по кабелю 5. Откачивание флюида из нижнего пласта I скважины ведут центробежным насосом 2, при этом турбулентный поток флюида на выходе из центробежного насоса 2 переводят с помощью ресивера 11 в ламинарный, последний через сопло 12 жидкоструйного эжектора 9 поступает в колонну лифтовых труб 1, одновременно стравливая собой газовую шапку из подпакерной затрубной полости 10 скважины. Флюид из верхнего пласта II скважины откачивают возвратно-поступательным насосом 3 по колонне лифтовых труб 1. Флюиды из пластов I и II откачивают по колонне лифтовых труб 1 в устье скважины как раздельно, так и смешивая их между собой с учетом их дебитов на наземной станции управления.

При падении давления на выходе из центробежного насоса 2 и/или превышении потребляемого им тока, определяемые на наземной станции управления от системы погружной телеметрии 8 по кабелю 5, выполняют подземную промывку центробежного насоса 2. Для этого из насосной установки монтажным инструментом 13 с помощью лебедки последовательно демонтируют возвратно-поступательный насос 3 и жидкоструйный эжектор 9, и на месте последнего монтируют перепускной узел 14, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами. Затем из устья скважины по колонне лифтовых труб 1 через коаксиальную полость 15 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 16 перепускного узла 14 закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость 10 скважины, под давлением которой через входной модуль 17 промывают центробежный насос 2, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости 18 и сообщающиеся с ней радиальные каналы 19 перепускного узла 14 через надпакерную затрубную полость 20 в устье скважины. После промывки центробежного насоса 2 из насосной установки монтажным инструментом 13 демонтируют перепускной узел 14 и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор 9 и возвратно-поступательный насос 3. После этого с наземной станции управления осуществляют одновременный или раздельный запуск в работу вышеуказанных насосов 2 и 3, которыми продолжают откачивать флюиды из пластов I и II по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины с учетом их дебитов на наземной станции управления.

Использование предложенного способа эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами позволит значительно сократить трудозатраты на обслуживание скважины и повысить эффективность эксплуатации скважин. Предлагаемая технология эксплуатации нефтяных скважин соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России №71 от 06 июня 2003 г.

1. Способ эксплуатации нефтяной скважины с двумя пластами, включающий монтаж насосной установки, состоящей из колонны лифтовых труб, электроприводного центробежного насоса для откачивания флюида из нижнего пласта, возвратно-поступательного насоса с приводной штангой, перемещающейся в колонне лифтовых труб, для откачивания флюида из верхнего пласта, жидкоструйного эжектора, силового кабеля, питающего электропривод центробежного насоса от наземной станции управления, пакера с кабельным вводом, разобщающего пласты в заданном интервале скважины, и системы погружной телеметрии, связанной кабелем со станцией управления, а после монтажа насосной установки 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, отличающийся тем, что в зависимости от объема газа, выделяемого нижним пластом скважины, откачивание флюида центробежным насосом из нижнего пласта ведут либо прямотоком по колонне лифтовых труб, либо через сопло жидкоструйного эжектора, последний смонтирован 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, а при падении давления на выходе из центробежного насоса и/или превышении потребляемого им тока выполняют подземную промывку центробежного насоса, для чего из насосной установки последовательно демонтируют возвратно-поступательный насос и жидкоструйный эжектор, на месте последнего монтируют перепускной узел, состоящий из коаксиальных труб с радиальными каналами, затем из устья скважины по колонне лифтовых труб через коаксиальную полость и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла закачивают промывочную жидкость в подпакерную затрубную полость скважины, под давлением которой через входной модуль промывают центробежный насос, из последнего использованную промывочную жидкость под остаточным давлением направляют по аксиальной полости и сообщающиеся с ней радиальные каналы перепускного узла через надпакерную затрубную полость в устье скважины, а после промывки центробежного насоса из насосной установки демонтируют перепускной узел и на его месте последовательно монтируют жидкоструйный эжектор и возвратно-поступательный насос, после чего продолжают откачивание флюида из пластов по колонне лифтовых труб на поверхность скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации скважины демонтаж и монтаж возвратно-поступательного насоса, жидкоструйного эжектора и перепускного узла в насосной установке осуществляют монтажным инструментом через колонну лифтовых труб из устья скважины.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН), блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), забойный и опорный пакеры с якорными устройствами и стыковочный узел, соединяющий БРПУ с опорным пакером. ЭЦН оснащен блоком телемеханической системы (ТМС) и соединен со станцией управления (СУ) силовым кабелем. БРПУ включает регулируемые электроприводные клапана (РЭК), расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством. РЭК связаны кабелем через кабельный разъем с наземной панелью управления (ПУ). Стыковочный узел содержит трубчатые элементы подвижного соединения концевых штуцеров с развальцованным торцом и гладких ниппелей с направляющим конусом и манжетой для герметичного телескопического соединения с концевыми штуцерами, образующие коаксиальные проточные каналы и обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки. Штуцеры соединены со стволом опорного пакера прямоточной многоканальной муфтой, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенной кольцевой манжетой и присоединенной к стволу опорного пакера, образующий с ним коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом через радиальные каналы радиально-проточной муфты, которая сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера. На внутренней поверхности наружного концевого штуцера выполнена кольцевая канавка для зацепления опорного и забойного пакеров монтажным инструментом при поблочном монтаже и демонтаже насосной установки. БРПУ соединен с насосом посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком ТМС. В обособленных каналах размещены датчики контрольно-измерительных приборов (КИП) параметров добываемого продукта, связанные кабелем, размещенным в полости соединительной муфты и пропущенным через окно в ее стенке и внутрискважинное пространство, связанным с ПУ. РЭК и датчики КИП могут быть соединены кабелем от кабельного разъема с блоком ТМС, последний связан через силовой кабель с СУ и ПУ. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважин. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к эксплуатации скважин на нескольких горизонтах. Технический результат - снижение затрат на разработку запасов в нефтяной и газовой промышленности. Устройство для образования по меньшей мере одной системы трубных колонн содержит по меньшей мере один промежуточный распределительный переводник или радиальный проход для текучей среды из коллектора, расположенные между верхним концом множества труб и нижним концом множества труб для формирования стационарных трубных барьеров, расположенных внутри барьера обсадной трубы, и соответствующий окружающий обсадную колонну проход через подземный пласт. Окружающий обсадную колонну проход отделен от потока коллектора изоляцией на нижнем конце, образуя в результате упомянутую по меньшей мере одну систему трубных колонн и соответствующее множество стационарных трубных барьеров давления для потока коллектора между системой труб устья скважины на верхнем конце и изоляцией на нижнем конце. Текучие среды в коллекторе протекают через внутренний проход множества труб и по меньшей мере один концентрический промежуточный проход, окружающий внутренний проход в по меньшей мере один регулятор потока или из него. Упомянутый по меньшей мере один регулятор потока выполнен с возможностью перемещения через, размещения вдоль и по выбору поперек, с возможностью удаления из положения поперек посредством спускоподъема через внутренний проход для подземного перевода множества потоков смеси текучих сред по радиусу внутрь или наружу по радиальному проходу текучей среды коллектора. Причем перевод потока смеси текучих сред осуществляется между по меньшей мере двумя из: внутреннего прохода и по меньшей мере одного концентрического промежуточного прохода, и окружающего прохода для выборочного регулирования, при работе, и доступа к по меньшей мере части потока смеси текучих сред по меньшей мере одного из коллекторов. При этом множество потоков смесей текучих сред передается в область, близкую к коллектору, или из нее во время множества операций с коллектором. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 83 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины, осуществляют гидравлический разрыв пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае гидравлический разрыв осуществляют с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. 4 ил.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга. При этом добыча продукции из нижнего продуктивного пласта производится трубным насосом с отверстием в середине цилиндра и плунжером, длина которого меньше длины половины цилиндра. Технический результат заключается в повышении надежности работы установки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.
Наверх