Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине



Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине
Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине
Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине

 


Владельцы патента RU 2572041:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. Оборудование включает колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем и соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта. Электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе. Нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном, а хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства. Верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода, который в свою очередь соединен с внешними насосно-компрессорными трубами, с электропогружной установкой и с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами, при этом узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки. Технический результат заключается в сохранении коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, а также повышении эффективности оборудования. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых газоносный, а нижний нефтяной.

Известно оборудование для эксплуатации двух пластов по двум колоннам подъемных труб, спущенным в скважину параллельно. Пласты разделяют между собой с помощью пакера. Эксплуатация каждого пласта возможна любым известным способом (см. книгу «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», авторов П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьева, изд-во «Недра», М., 1971, стр. 227, патент РФ на полезную модель №114719, Е21В 43/14 от 05.12.2011).

Однако использование данного оборудования сопряжено с большими трудностями, так как требуется увеличенный диаметр эксплуатационной колонны.

Известно оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи. Насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, а верхний насос выполнен штанговым (см. патент РФ №2291953 от 13.05.2005, МПК: Е21В 43/14).

Однако известное оборудование предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов, при этом конструкция оборудования предусматривает перед извлечением глубинного оборудования обязательное осуществление глушения обоих пластов, что может привести к ухудшению их коллекторских свойств.

Наиболее близким по технической сущности, выбранным авторами за прототип, является оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем с возможностью соединения через разъемное устройство с электропогружной установкой, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с герметичным кабельным вводом для электропогружной установки, причем электропогружная установка размещена в подпакерном пространстве (см. патент РФ на полезную модель №137332 от 10.09.13, МПК: Е21В 43/14).

Однако в известном устройстве для замены глубинно-насосного оборудования также необходимо осуществлять операцию предварительного глушения нефтяного пласта, что может привести к ухудшению его коллекторских свойств.

Техническим результатом, достигаемым предлагаемым изобретением, является сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования. Кроме того, по сравнению с прототипом предлагаемая конструкция позволяет за счет изменения длины хвостовика размещать оборудование на оптимальной глубине спуска ЭПУ и экономить дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Указанный технический результат достигается предлагаемым оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающий колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, в которые спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем, соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- устройство для герметичного разъединения пластов выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта;

- электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе;

- нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном;

- хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства;

- верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода;

- кабельный ввод также соединен:

- с внешними насосно-компрессорными трубами;

- с электропогружной установкой;

- с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами;

- узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки.

Заявленная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата, а именно, обеспечивая одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и раздельным ее учетом, за счет расположения ЭПУ в надпакерной зоне обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. Вместе с тем предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому предлагаемое изобретение является новым.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование, используемое в заявляемом изобретении, позволяют реализовать устройство в полном объеме.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется фиг. 1, на которой представлена общая схема оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых - газоносный, а нижний - нефтяной, фиг. 2, на которой представлена схема оборудования, расположенного в призабойной зоне пластов, и фиг. 3, на которой представлен узел кабельного ввода.

Оборудование включает в себя внутрискважинное оборудование и устьевое оборудование:

- электропогружную установку (ЭПУ) с расчетной производительностью, включающую погружной электроцентробежный насос (ЭЦН), погружной электродвигатель (ПЭД), термоманометрическую систему (ТМС) для измерения, регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений работы погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с гидрозащитой, диспергатором и системой отвода свободного газа, например струйно-эжекторной системой, размещенной в кожухе над ЭПУ;

- пакер с системой отсечения нефтяного пласта;

двухрядную конструкцию коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб, внутренние из которых служат для подъема продукции из нижнего нефтяного пласта, а внешние - для подъема продукции из верхнего газоносного пласта по кольцевому пространству;

- две крестовины с двумя планшайбами для обеспечения подвески двух коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ). Диаметр НКТ определяется внутренним диаметром эксплуатационной колонны, инклинометрией и обеспечением необходимого дебита продукции.

Монтаж оборудования осуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации и производят следующим образом. На технологической колонне в скважину предварительно спускают пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта 2 и разъемным устройством 3, например инструментом посадочным механическим (РИТМ) на расчетную глубину выше кровли нефтяного пласта 4. Пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта может быть выполнен в виде пакера-отсекателя или полнопроходного пакера с хвостовиком, оборудованным обратным клапаном. После фиксации в скважине пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта технологическую колонну извлекают на поверхность. Далее в скважину спускают кожух 5, нижняя часть которого жестко соединена с хвостовиком 6, снабженным обратным клапаном 7. Хвостовик 6 снабжен ответным узлом (позицией не показано) для соединения с разъемным устройством 3. Обратный клапан 7 обеспечивает циркуляцию жидкости из затрубного пространства 8 через полость кожуха 5 на поверхность. При этом предварительно в кожухе 5 монтируют ЭПУ 9 с кабельным удлинителем 10 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ и с системой 12 отвода свободного газа. ЭПУ 9 соединяют креплением 13 с узлом кабельного ввода 14, а кабельный удлинитель 10 соединяют с бронированным кабелем 11 с помощью разъема 15, например типа BW, размещенного в герметичном уплотнении 16 узла кабельного ввода 14. Узел кабельного ввода 14 также соединяют креплением 17 с верхней частью кожуха 5 и креплением 18 с внешними НКТ 19. Все соединения и крепления узла кабельного ввода выполняют жесткими, например, в виде резьбовых соединений. Затем узел кабельного ввода 14 креплением 20 соединяют с разъемным устройством 21, выполненным, например, в виде пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями» для последующего соединения разъемного устройства 21 с внутренними НКТ 22. Все оборудование на внешних НКТ 19 с закрепленным бронированным кабелем 11, например с помощью хомутов спускают в скважину, обеспечивая соединение нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3 над пакером 1.

Целесообразно осуществлять установку пакера 1 максимально близко к кровле нефтяного пласта 4 для обеспечения минимального перепада давления между надпакерной и подпакерной зонами при приведении пакера в транспортное положение для его извлечения, например, при проведении геофизических работ, обработок призабойной зоны по нефтяному пласту 4 и других работ. Вместе с тем, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24. Отверстия 23 предназначены для проведения технологических операций, например освоения газоносного пласта, его глушения, а также удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата и других мероприятий. Месторасположение отверстий определяют расчетным путем в каждом конкретном случае. Колонну внешних НКТ 19 также оборудуют обратным клапаном 25, расположенным выше кровли верхнего газоносного пласта 24, который предназначен для отбора продукции газоносного пласта. В зависимости от глубины залегания пласта может быть установлен один или несколько обратных клапанов 25. Вместо обратных клапанов 25 могут быть использованы, например, газлифтные клапаны, пусковые муфты и другие аналогичные устройства. Возможно иное расположение отверстий 23 и обратного клапана 24 во внешних НКТ 19 относительно газоносного пласта 24, при этом отверстия 23 также могут быть использованы для отбора продукции газоносного пласта. Следует также отметить, что для проведения технологических операций, например удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата, может быть использован обратный клапан 7 в хвостовике 6. Внешние НКТ 19 соединяют с планшайбой 26 крестовины 27, оборудованной кабельным вводом для электропогружной установки, например вертикальным, и герметизируют затрубное надпакерное пространство 8.

Далее на планшайбу 26 крестовины 27 устанавливают крестовину 28 и спускают во внешние НКТ 19 совместно с греющим кабелем 29 коаксиально расположенные внутренние НКТ 22, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, с помощью хомутов. Далее с помощью подгоночных патрубков подбирают длину внутренних НКТ 22 и закрывают планшайбу 31 крестовины 28, оборудованную вертикальным кабельным вводом для греющего кабеля (позицией на схеме не показано). Греющий кабель 29 предназначен для предотвращения асфальсмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22 и ликвидации возможных гидратных отложений в кольцевом пространстве 30. Греющий кабель спускают до уровня отверстий 23 в НКТ 19. Устьевое оборудование соединяют соответственно с выкидной линией 32 для обеспечения сбора продукции нефтяного пласта 4 и газовым шлейфом 33 для сбора продукции верхнего газоносного пласта 24. Выкидная линия 32 и шлейф 33 соединены между собой перемычкой 34. Все линии и устьевое оборудование снабжены соответствующей запорной арматурой. Обвязка устья позволяет производить раздельный учет добываемой продукции: по выкидной линии отбирается жидкость из нижнего нефтяного пласта и поступает на замерное устройство 35, а по газовому шлейфу 33 поступает продукция из верхнего газоносного пласта и замеряется замерным устройством 36. Выкидная линия 32 и шлейф 33 оборудованы пробоотборными устройствами (на схеме не показаны). Газовый шлейф соединен метанольной линией 37 с дозирующим устройством (на схеме не показано). Обвязка устьевого оборудования позволяет подавать метанол для ликвидации гидратных отложений как в шлейф 33, так и в кольцевое пространство 30 и в затрубное пространство 8.

Предлагаемое изобретение может быть использовано для эксплуатации нефтяного и газоносного объектов Южно-Шапкинкого нефтегазового месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе. Нижняя залежь месторождения характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь как чисто газовая.

После предварительного спуска на технологической колонне пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта и разъемным устройством 3 и фиксации его выше кровли нефтяного пласта 4 на 50-70 м в скважину спускают на внешних НКТ 19 диаметром 114 мм электропогружную установку 9 в кожухе 5. Внешние НКТ 19 жестко соединены с узлом кабельного ввода 14, который в свою очередь жестко соединен с верхней частью кожуха 5, ЭПУ 9 и разъемным устройством 21 для соединения с внутренними НКТ 22. Узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением 16 для разъема 15 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ 9, при этом кабель 11 крепят к наружной поверхности внешних НКТ 19, например, хомутами. Оборудование спускают до соединения нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24, а расположение обратного клапана 25 выше газоносного пласта примерно на расстоянии 50-100 м. Далее во внешние НКТ 19 спускают коаксиально расположенные внутренние НКТ 22 диаметром 73 мм совместно с греющим кабелем 29, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, хомутами. В качестве греющего кабеля может быть использован, например, кабель АСЛН1. Для контроля работы ЭПУ может быть использована термоманометрическая система, например ТМС-Новомет, регистрирующая показатели работы ЭПУ.

Освоение пластов скважины:

I. Газовый пласт.

1. В кольцевое пространство 30 коаксиально расположенных НКТ 19 (диаметром 114 мм) и НКТ 22 (диаметром 73 мм) подают легкую нефть с центральной перекачивающей станции (ЦПС) Южно-Шапкинского месторождения, имеющую плотность при 20°С в диапазоне 836-847 г/см3, с выходом в затрубное пространство 8 через отверстия 23 в НКТ 19, расположенные ниже подошвы газоносного пласта 24 для вытеснения жидкости глушения через затрубную задвижку крестовины 27 в дренажную емкость или выкидную линию 32. Замена жидкости глушения на легкую нефть создаст депрессию на кровле пласта (при глубине 1500 м и Рпл=16,0 МПа) 3,5 МПа. Возможен вариант применения вместо легкой нефти пенных систем, имеющих гораздо меньшую плотность.

2. В случае недостаточности депрессии для запуска газового пласта в работу используют обратный клапан 25. В этом случае в затрубное пространство 8 подают инертный газ, например азот от компрессора с азотной приставкой, или попутно добываемый газ по дополнительной газовой линии (на схеме не указана) с давлением, обеспечивающим оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве 8 и поступление ее в кольцевое пространство 30. При этом за счет энергии расширения газа нефть или пенная система из кольцевого пространства отводится через перемычку 34 в выкидную линию 32 для исключения выхода из строя замерного устройства 36. Это позволит увеличить депрессию на газовый пласт и запустить его в работу.

II. Нефтяной пласт.

Освоение нефтяного пласта производят по классической схеме с помощью ЭПУ с последующим выводом на режим.

После снижения давления в затрубном и кольцевом пространствах газовый пласт отрабатывают в выкидную линию 32 совместно с нижним нефтяным пластом. При этом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 8. После того как пласт заработает газом, поток переводят на газовый шлейф 33. Нефть из пласта 4 отбирают с помощью ЭПУ 9 и подают по выкидной линии 32. Учет продукции ведут с помощью замерных устройств 35 и 36. Обводненность продукции контролируют по отобранным пробам или с помощью поточных влагомеров.

Осложнения и мероприятия по предупреждению осложнений

Основным осложнением является возможность гидратообразования в затрубном, кольцевом пространствах и по линии газового шлейфа. Процесс образования гидратов в первую очередь зависит от физико-химических характеристик газа и его компонентного состава. Вероятность гидратообразования увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Для предупреждения и борьбы с возможным гидратообразованием предусмотрена возможность подачи метанола через метанольную линию 37 в затрубное, кольцевое пространства и в газовый шлейф, а также предусмотрена установка в кольцевом пространстве греющего кабеля 29, работа которого гарантированно обеспечит циркуляцию продукции в кольцевом и затрубном пространствах. Восходящий поток нефти по внутренним НКТ 22 так же обеспечит свой температурный фон по длине лифта. Работа греющего кабеля в зависимости от осложнений может быть осуществлена как в периодическом, так и постоянном режиме.

Другим осложнением являются асфальсмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22. Нефть Южно-Шапкинского месторождения легкая с плотностью 845 кг/м3, парафинистая - до 5,72%, смолистая - до 4%. Содержание асфальтенов до 0,7%. Поэтому основным мероприятием по предотвращению АСПО является установка греющего кабеля и механическая очистка внутренних стенок НКТ 22.

Еще одним осложнением является скопление жидкости на забое газоносного пласта. Основным мероприятием по предотвращению данного осложнения является «продувка» через отверстия 23 и клапан 7, например, инертным газом или газом соседней скважины.

Для замены глубинно-насосного оборудования осуществляют глушение только газоносного пласта, а нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. По кольцевому пространству 30 через отверстия 23 в затрубное пространство 8 закачивают жидкость глушения с плотностью, обеспечивающей глушение верхнего газоносного пласта. Для обеспечения отсечения нижнего нефтяного пласта обеспечивается циркуляция жидкости глушения по направлению из затрубного пространства 8 в хвостовик 6 через клапан 7. Тем самым производится замещение пластовой жидкости нижнего пласта на жидкость глушения в НКТ 22, кожухе 5 и хвостовике 6, при этом создается противодавление на клапан 2, обеспечивая его закрытие. После выравнивания и поочередного стравливания избыточного давления в НКТ 22, кольцевом пространстве 30 и затрубном пространстве 8 отсоединяют внутренние НКТ 22 с помощью разъемного устройства 21 и поднимают НКТ 22 вместе с греющим кабелем 29. Затем отсоединяют хвостовик 6 с помощью разъемного устройства 3 и поднимают компоновку вместе с ЭПУ 9 на внешних НКТ 19 на поверхность. При этом в скважине остается пакер 1 с ответным узлом разъемного устройства 3 и закрытым клапаном 2. Монтаж извлеченной компоновки с новой ЭПУ производится в обратной последовательности с соединением с разъемным устройством 3.

Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и обеспечением раздельного учета добываемой продукции по обоим эксплуатационным пластам, при этом обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как при смене глубинно-насосного оборудования глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта.

Кроме того, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем и соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов, отличающееся тем, что устройство для герметичного разъединения пластов выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта, электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе, причем нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном, а хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства, при этом верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода, который в свою очередь соединен с внешними насосно-компрессорными трубами, с электропогружной установкой и с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами, при этом узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. В скважинной установке с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений, включающей по меньшей мере одну колонну (1) насосно-компрессорных труб (НКТ) с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенную, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами (3) и расположенными на уровне пластов скважины модулями (4), модуль (4) расположен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними при помощи переходников (7).

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами. Способ заключается в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к эксплуатации скважин на нескольких горизонтах. Технический результат - снижение затрат на разработку запасов в нефтяной и газовой промышленности.

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.

Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам. Установка включает колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, делящим этот цилиндр на две части, пропорциональные производительностям соответствующих пластов, размещенным в кожухе над двухканальным корпусом, в одном из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан с выходом в зазор между кожухом и цилиндром, а второй канал сообщен с входом штангового насоса, входы первого и второго каналов сообщены с надпакерным пространством скважины и хвостовиком или наоборот. Согласно изобретению штанговый насос выполнен вставным с удлиненным нижним манжетным креплением и якорным башмаком, сообщенным с выходом двухканального переходника. Зазор между цилиндром и кожухом над боковым отверстием цилиндра герметизирован уплотнительной катушкой с манжетами и запорным элементом, которая верхним концом соединена с подгоночным патрубком, оборудованном на стыке с колонной лифтовых труб перевернутым якорным башмаком механического крепления вставного насоса, а верхняя часть цилиндра снабжена перевернутым замком соответствующего верхнего механического крепления. Причем верхняя поверхность уплотнительного кольца якорного башмака располагается ниже торца пружины перевернутого замка на расстоянии, равном от бокового отверстия цилиндра до середины запорного элемента уплотнительной катушки. Технический результат заключается в сокращении объема производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта. 4 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке. При этом установка содержит по первому варианту один пакер 8, размещенный между двумя залежами 1 и 2, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу. При этом клапан 16 содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами 17 и 19, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1, и второй, имеющий боковой выход в затрубье 3 и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. По второму варианту количество пакеров 8 и 24 на один меньше числа залежей 1, 2, 3 и все установлены ниже верхней залежи 2 с разделением нижних залежей 1 и 23 друг от друга. Нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера 8, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосом 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. При этом проходной обратный клапан 16 и клапан-отсекатель 14 такой же конструкции, как и по первому варианту. Технический результат заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения. По способу осуществляют разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки. В каждую нагнетательную и добывающие скважины осуществляют циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины. Отбор продукции осуществляют через добывающие скважины. Ведут замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости. Проводят гидродинамические исследования и поддерживают пластовое давление в зоне отбора на уровне первоначального. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе. На участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами. Бурят добывающую скважину в элементах с расположением горизонтальных участков в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующими нагнетательными скважинами в соответствующем пласте и/или пропластке. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м. Устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт. Нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Установка включает колонну лифтовых труб, верхний и нижний пакеры, установленные над соответствующими пластами, хвостовик с каналами, колонну штанг и штанговый насос с дополнительным всасывающим клапаном, сообщенным выходом с отверстием в стенке цилиндра, полым корпусом с боковым отверстием, сообщенным с межтрубным пространством, основным всасывающим клапаном в нижней части и разделительным поршнем, размещенным ниже отверстия для дополнительного всасывающего клапана в цилиндре с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз в полость корпуса и вверх под воздействием плунжера, дополнительный нагнетательный клапан, пропускающий из полости корпуса через боковое отверстие в межтрубное пространство. Основной и дополнительный всасывающие клапаны сообщены каналами, размещенными в хвостовике, с одним из пластов, не сообщенным с другим каналом, а полость плунжера сообщена с лифтовыми трубами. Дополнительный всасывающий клапан сообщен с отверстием в цилиндре кольцевым пространством, образованным кожухом, охватывающим снаружи нижнюю часть цилиндра с отверстием и корпус, который снабжен снизу, ниже бокового отверстия, дополнительным цилиндром. Разделительный поршень оснащен дополнительным поршнем под дополнительный цилиндр и внутренним каналом, сообщающим подпоршневое пространство дополнительного цилиндра с внутренней полостью корпуса. Дополнительный нагнетательный клапан установлен во внутреннем канале разделительного поршня. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважин с малым диаметром. 2 ил.

Устройство относится к горному делу и может быть применено для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Устройство содержит корпус, внутри которого размещен регулирующий элемент, выполненный в виде подпружиненного затвора, установленного между седлами. Пружины, прижимающие затвор к седлам, расположены поперек хода затвора, прижатие которого к соответствующему седлу осуществляется поперечным прогибом пружин. Технический результат заключается в повышении энергоэффективности устройства для раздельной эксплуатации двух пластов. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане. Технический результат - повышение нефтеотдачи многопластовых нефтяных залежей. На первоначальном этапе залежь разбуривают добывающими скважинами по треугольной или квадратной сетке. Вторичное вскрытие осуществляют по одному из пластов с большими нефтенасыщенными толщинами - основному пласту. После периода не более чем десять лет, залежь уплотняют бурением скважин с диаметром, меньшим по сравнению с пробуренными ранее в 1,1-1,5 раза. При этом для вертикальных и наклонно-направленных скважин уплотняют сетку скважин в 3-5 раз. Для скважин с горизонтальным окончанием расстояние между стволами уменьшают в 1,5-3,0 раза. Одновременно не менее чем в 20% скважинах, пробуренных на первоначальном этапе, приобщают другие пласты посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи. После снижения пластового давления по какому-либо из пластов в среднем более чем на 50% от первоначального переводят под нагнетание рабочего агента не более половины эксплуатирующих данный пласт скважин из числа пробуренных на первоначальном этапе. При этом для двух и более пластов нагнетание рабочего агента осуществляют с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки или одновременно-раздельной добычи и закачки. В качестве рабочего агента используют сточную или пресную воду с чередованием закачки оторочек воды с pH более 7, составляющих 5-10% от общего объема закачки по залежи. 2 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, по меньшей мере один пакер со стволом и уплотнительным элементом, размещенный выше погружного насоса, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса и включающую в себя регулятор, вставку с осевым каналом и перепускными каналами, по меньшей мере один из которых расположен выше уплотнительного элемента или выше уплотнительного элемента верхнего пакера и по меньшей мере один из которых расположен ниже уплотнительного элемента или ниже уплотнительного элемента нижнего пакера. При этом перепускные каналы гидравлически связаны между собой и погружным насосом. Регулятор установлен в верхней части вставки и выполнен с возможностью перемещения и перекрытия перепускных каналов или канала. Перепускная система дополнительно снабжена верхним и нижним перепускными элементами, выполненными с поперечными и продольными перепускными каналами. При этом перепускные продольные каналы верхнего и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между собой и с выкидом погружного насоса. Перепускные поперечные каналы верхнего и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между собой посредством осевого канала и с приемом погружного насоса. Верхний и нижний перепускные элементы размещены выше выкида погружного насоса с возможностью разобщения осевого канала от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ. Регулятор установлен в осевом канале с возможностью перекрытия поперечного канала или каналов верхнего перепускного элемента. Также раскрыт способ эксплуатации установки. Технический результат заключается в повышении эксплуатационной надежности работы устройства. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к обработке подземной формации в скважине. Технический результат - увеличение добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию. По способу обеспечивают гидравлическое сообщение между скважиной и первой целевой зоной, а также между указанной скважиной и второй целевой зоной. При этом первая целевая зона и вторая целевая зона содержат зоны для обработки в подземной формации, пересеченной скважиной. Вторая целевая зона расположена выше первой целевой зоны. Размещают в скважине гибкую насосно-компрессорную трубу. Осуществляют первый этап обработки в первой целевой зоне. При этом первый этап обработки содержит осуществление контакта обрабатываемой зоны с обрабатывающим составом. Осуществляют второй этап обработки в первой целевой зоне, в соответствии с которым в обрабатываемую зону вводят отклоняющий агент, содержащий разлагающийся материал. Осуществляют первый этап обработки во второй целевой зоне. Обеспечивают разложение отклоняющего агента после осуществления первого этапа обработки во второй целевой зоне и измеряют скважинный параметр, который содержит измерение микросейсмической активности. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх