Устройство для разработки обводненного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для продления безводного режима разработки нефтяных скважин. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. При этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий. Причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины. При этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек. Причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий. При размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. При размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для продления безводного режима разработки нефтяных скважин.

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

Недостатками данного устройства являются:

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

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

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

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

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

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

Недостатками данного устройства являются:

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

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

- в-третьих, высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе, необходимые для извлечения скважинного насоса из скважины, привлечения насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки устройства;

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

Технической задачей предложения является снижение трудоемкости в обслуживании устройства и повышение надежности работы устройства, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.

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

Новым является то, что поршень выполнен полым и заглушенным снизу, при этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий, причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины, при этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек, причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий, при этом при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы, посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, а при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем, а при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем.

На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза.

На фигуре 2 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза.

На фигуре 3 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза.

На фигуре 4 изображена развертка замкнутого фигурного паза.

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

Пакер 3 установлен между верхней и нижней интервалами перфорации, выполненными соответственно в верхней и нижней частях пласта (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано). Внутри полого корпуса 5 (см. фиг. 1) концентрично его оси расположена труба 8. Сверху труба 8 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 8 жестко соединена с поршнем 9.

Труба 8 с поршнем 9 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4. Поршень 9 выполнен полым и заглушенным снизу. Поршень 9 оснащен верхним 10 и нижним 11 рядами сквозных отверстий.

В полом корпусе 5 ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнен нижний ряд 12 отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством 13 скважины 1.

Сверху на внутренней поверхности полого корпуса 5 выполнен замкнутый фигурный паз 14 в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней 15, короткой 16 и длинной 17 продольных проточек.

В замкнутом фигурном пазу 14 полого корпуса 5 с возможностью перемещения установлен направляющий штифт 18, жестко закрепленный в поршне 9 выше его верхнего ряда 10 сквозных отверстий.

Для исключения запирания потока продукции в устройстве площадь поперечного сечения внутреннего пространства 19 трубы 8 с внутренним диаметром D должна быть больше суммы площадей отверстий диаметром d1 нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9 и отверстий диаметром d1 нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.

При размещении направляющего штифта 18 в средней продольной проточке 15 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 1) надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8, посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.

При размещении направляющего штифта 18 в короткой продольной проточке 16 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 3) надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда отверстий 6 полого корпуса и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9, при этом подпакерное пространство 13 скважины герметично отсечено поршнем 9.

При размещении направляющего штифта 18 в длинной продольной проточке 17 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 3) подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевыми уплотнениями 20.

Устройство для разработки обводненного пласта работает следующим образом.

На устье скважины устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг. 1 и 4) так, чтобы направляющий штифт 18 находился в средней продольной проточке 15 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.

Устройство на нижнем конце колонны труб 2 спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска в скважину 1 колонну труб 2 выше устройства оснащают насосом (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг. 1) между верхними и нижними интервалами перфорации продуктивного пласта. Запускают в работу насос.

Продукция из скважины 1 (см. фиг. 1 и 2) поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) через нижний ряд 12 отверстий полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9.

Также продукция из скважины 1 поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из надпакерного пространства 7 скважины 1 через верхний ряд 6 отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9.

Во внутреннем пространстве 19 трубы 8 продукция, поступающая из пласта, смешивается и по колонне труб поднимается на прием скважинного насоса (на фиг. 1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.

В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг. 1) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в надпакерном пространстве 7 выше уплотнительного элемента пакера 3 (в верхней части продуктивного пласта), например, вследствие заколонных перетоков, так и в подпакерном пространстве 13 ниже уплотнительного элемента пакера 3 (нижней части продуктивного пласта), например, вследствие подтягивания водного конуса к нижнему интервалу перфорации.

С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение надпакерного пространства 7 скважины 1 (верхней обводненной части пласта) или подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижней обводненной части пласта).

Для отключения нижней обводненной части пласта из начального положения (см. фиг. 2 и 4) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины а=1,0 м (длина средней продольной проточки 15), например на 1,5 м, и опускают.

В результате проведенных действия направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части средней продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда отверстий 6 полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9, при этом подпакерное пространство 13 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. В результате поток продукции из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) отключается.

Продукция поступает только из надпакерного пространства 7 (см. фиг. 1 и 2) скважины 1 через верхний ряд радиальных отверстий 6 полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9 во внутреннее пространство 19 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано).

Таким образом, происходит отключение продукции из нижней обводненной части пласта, а продукцию добывают только из верхней части продуктивного пласта.

Устройство имеет низкую трудоемкость в обслуживании, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, а за счет исключения разрушающих элементов, срезающихся при расчетной нагрузке, из конструкции устройства при отключения потока жидкости из надпакерного пространства (верхних интервалов перфорации) скважины повышается надежность устройства в работе.

Снижаются материальные и финансовые затраты в работе устройства, так как исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины.

Для отключения верхней обводненной части пласта из текущего положения (см. фиг. 3 и 4) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины b=0, 5 м (длина короткой продольной проточки 16), например на 1,0 м, и опускают.

В результате проведенных действий направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть длинной продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14, при этом подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. В результате поток продукции из надпакерного пространства 7 (верхнего интервала перфорации продуктивного пласта) отключается из скважины 1.

Продукция поступает только из подпакерного пространства 13 (см. фиг. 1 и 2) скважины 1 через нижний ряд 12 радиальных отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9 во внутреннее пространство 19 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано).

Таким образом, происходит отключение продукции из верхней обводненной части пласта, а продукцию добывают только из нижней части продуктивного пласта.

При необходимости возврата устройства в начальное положение, как показано на фигуре 1 и 4, с целью одновременного отбора продукции как из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижней части пласта), так и из надпакерного пространства 7 скважины 1 (верхней части пласта) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины с=1, 5 м (длина длинной продольной проточки 17), например на 2,0 м, и опускают.

В результате проведенных действий направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части короткой продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части длинной продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть средней продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.

Продукция из скважины 1 (см. фиг. 1 и 2) поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) через нижний ряд 12 отверстий полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9.

Также продукция из скважины 1 поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из надпакерного пространства 7 скважины 1 через верхний ряд 6 отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9.

Во внутреннем пространстве 19 трубы 8 продукция, поступающая из пласта, смешивается и по колонне труб 2 поднимается на прием скважинного насоса, который перекачивает продукцию на поверхность.

Устройство имеет расширенные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым перемещением колонны труб с устья скважины.

В дальнейшем процесс повторяется, как описано выше, в зависимости от того, какую часть пласта необходимо отключить.

Предлагаемое устройство для разработки обводненного пласта позволяет снизить трудоемкость работ в обслуживании устройства, повысить надежность работы устройства, а также снизить материальные и финансовые затраты при работе устройства и расширить его функциональные возможности.

Устройство для разработки обводненного пласта, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевые уплотнения, отличающееся тем, что поршень выполнен полым и заглушенным снизу, при этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий, причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины, при этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек, причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий, при этом при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, а при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем, а при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к оборудованию для эксплуатации подземной скважины и, в частности, к системе переменной сопротивляемости потоку. В скважине по добыче углеводородов имеется необходимость регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину.

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации скважин. Технический результат - повышение надежности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромысле связанных с закачкой в скважину растворов реагентов. Установка включает раму, емкость, насосный агрегат, технологические штуцеры, трубопроводы и запорную арматуру.

Предложенная группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система содержит проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет, по меньшей мере, два входа, исполнительный механизм и переключатель потока флюида.

Изобретение относится к устройствам для подвески труб на устье скважины. Техническим результатом является улучшение массово-габаритных характеристик устройства подвеса, упрощение схемы отвода жидкости из забоя, повышение эффективности работы скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком текучей среды в подземной скважине. Управление потоком текучей среды выполняется автономно под воздействием изменения параметра потока текучей среды, например плотности или вязкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

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.

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.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для добычи флюида из однопластовой скважины. Способ включает откачку флюида центробежным насосом, вначале которой флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают центробежным насосом ламинарным течением в сопло жидкоструйного эжектора, устанавленного на колонне насосно-компрессорных труб выше динамического уровня скважинного флюида, затем одновременно с сепарированной жидкостью эжектором отсасывают газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к бурению и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть применено для изоляции зон осложнения бурения скважин. Перепускной клапан, расположенный выше расширяющей головки и ниже гидродомкрата, содержит полую корпусную втулку с цилиндрическим сужением и полый шток, вставленный телескопически с возможностью ограниченного перемещения в корпусную втулку, и оснащен снизу ниппелем с наружным уплотнением, герметично взаимодействующим с цилиндрическим сужением корпусной втулки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. Клапан содержит соединенные между собой муфту и полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством.

Изобретение относится к скважинным клапанным системам и может быть применено в лубрикаторном устройстве. Клапан смонтирован на колонне труб и отличается шаром, вращающимся вокруг своей оси и размещенным в клетке, где предусмотрено уплотнение относительно потоков, направленных в сторону забоя и устья скважины.

Изобретение относится к устройствам для перекрытия колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных штанговым насосом. .

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для различных технологических операций при ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для обработки призабойных зон скважин методом создания мгновенных перепадов давления. .

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.
Наверх