Установка с механическим клапаном гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом и способ ее эксплуатации

Авторы патента:


Установка с механическим клапаном гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом и способ ее эксплуатации
Установка с механическим клапаном гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом и способ ее эксплуатации
Установка с механическим клапаном гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом и способ ее эксплуатации
Установка с механическим клапаном гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом и способ ее эксплуатации

 


Владельцы патента RU 2584991:

Гарипов Олег Марсович (RU)
ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважинами с электропогружным насосом.

Известна скважинная установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которая расположена выше и ниже уплотнительного элемента, перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и погружным насосом,

и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида (Патент РФ №2365744, F04D 13/10, опубл. 10.06.2007 г.).

Недостатком вышеуказанных технических решений является необходимость периодического извлечения и замены регулятора. Поскольку процесс извлечения регулятора и установки нового регулятора требует много времени, в течение которого открывается сообщение трубного и затрубного пространств, то не обеспечивается надежность учета дебита и контроля добычи пластового флюида. Кроме этого приходится отключать насос, что приводит к значительным потерям добываемого флюида и нарушает непрерывность измерения уровня или давления и дебита.

Наиболее близким техническим решением является скважинная установка для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом, содержащая 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, по меньшей мере один герметизирующий элемент, регулятор установлен в верхней части вставки и выполнен с возможностью перемещения и перекрытия перепускных каналов или канала,

и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше погружного насоса одного или нескольких пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором, с перепускными каналами и вставкой с осевым каналом для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают в НКТ в верхнюю часть вставки с возможностью перемещения, разобщают осевой канал от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, отбор пластового флюида осуществляют с выкида погружного насоса с последующей подачей по НКТ на поверхность (Патент РФ №2498053, 43/14, опубл. 10.11.2013 г., прототип).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является попадание механической примеси между вставкой и НКТ и/или стволом пакера в зону движения механического герметизирующего разделительного элемента, что приводит к его заклиниванию, в особенности после остановки погружного насоса при осаждении осадка, в особенности в условиях малого притока флюида с верхнего объекта.

Предлагаемое техническое решение устраняет вышеперечисленные недостатки и повышает эксплуатационную надежность работы скважинной установки за счет предотвращения выпадения механических примесей на регулятор в процессе работы вследствие того, что регулятор снизу омывается восходящим потоком от погружного насоса, а при остановке погружного насоса механическая примесь осыпается ниже регулятора, проходя сквозь продольные перепускные каналы в регулирующих элементах, и тем самым обеспечивает непрерывную работу скважинной установки.

Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом, содержащая 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, по меньшей мере один герметизирующий элемент, 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 и 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 регулятор выполнен с захватной головкой или с проточкой, достаточной для его захвата ловильным инструментом, верхняя часть регулятора выполнена в виде захватной головки, а нижняя часть регулятора выполнена из герметизирующего материала, регулятор дополнительно снабжен по меньшей мере одним отверстием, гидравлически связанным с осевым каналом и перепускным поперечным каналом или каналами, НКТ дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, ствол дополнительно снабжен по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, вставка дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами, вставка представляет собой участок трубы или разъединительное устройство, установка дополнительно снабжена по меньшей мере одним измерительным прибором, перепускные элементы выполнены монолитными или в виде сборной конструкции, установлены и зафиксированы с помощью прижимных элементов, срезных или несрезных элементов, при этом перепускные элементы соединены с НКТ посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства, со стволом - посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства, со вставкой - посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

Способ эксплуатации установки, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или нескольких пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором, с перепускными каналами и со вставкой с осевым каналом для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают в верхнюю часть вставки в осевой канал с возможностью перемещения и с возможностью перекрытия поперечного канала или каналов верхнего перепускного элемента, разобщают осевой канал от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, отбор пластового флюида осуществляют с выкида погружного насоса с последующей подачей по НКТ на поверхность, подачу пластового флюида на прием погружного насоса осуществляют с нижнего пласта или с нижнего и верхнего пластов, при этом с нижнего пласта подачу пластового флюида осуществляют при закрытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, а подачу пластового флюида с нижнего и верхнего пластов осуществляют при открытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, отбор пластового флюида и подачу его погружным насосом на поверхность осуществляют по перепускным продольным каналам нижнего и верхнего перепускных элементов по пространству между вставкой и стволом и/или НКТ, также подачу пластового флюида на прием погружного насоса с верхнего пласта осуществляют через перепускные отверстия или отверстие, перепускные поперечные каналы или канал верхнего перепускного элемента, отверстия или отверстие, осевой канал и перепускные поперечные каналы или канал нижнего перепускного элемента.

На фиг. 1 изображена установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом с одним пакером, осуществляющая добычу из двух пластов, при этом регулятор выполнен в виде монолитного стержня с возможностью перемещения вверх или вниз, открывая или закрывая заданные перепускные поперечные каналы, при этом верхняя часть представлена в виде захватной головки, а нижняя часть регулятора снабжена герметизирующим материалом, на фиг. 2 изображена установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом с двумя пакерами, осуществляющая добычу из двух пластов, регулятор выполнен в виде стержня с перепускными отверстиями и с возможностью перемещения вверх или вниз, открывая или закрывая заданные перепускные поперечные каналы, при этом верхняя часть снабжена захватным элементом в виде захватной проточки, на фиг. 3 изображен верхний перепускной элемент и регулятор, установленный в осевом канале с возможностью перемещения вверх или вниз и выполненный в виде стержня с захватным элементом и с перепускными отверстиями, при этом верхний перепускной элемент расположен с возможностью соединения двух участков НКТ между собой и двух участков вставки между собой, на фиг. 4 изображен верхний перепускной элемент и регулятор, установленный в осевом канале и выполненный с перепускными отверстиями и с захватным элементом, при этом верхний перепускной элемент расположен с возможностью соединения двух участков НКТ между собой.

Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом содержит погружной насос 1, НКТ 2, по меньшей мере один пакер 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса 1 и включающую в себя регулятор 6, вставку 7 с осевым каналом 8 и перепускными каналами, один или несколько герметизирующих элементов 9.

Насос погружной 1 представляет собой глубинный скважинный насос, например ЭЦН, ЭВН.

НКТ 2 представляет собой трубу, например трубу с муфтами или без муфт, участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.

Пакеры или пакер 3 установлен на НКТ 2 выше погружного насоса 1. Пакер 3 предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1 и представляет собой разобщающее устройство, например, механическое, гидравлическое с различным способом установки в скважине.

Ствол 4 представляет собой, например, полый шток, участок трубы, участок НКТ одного или разных диаметров монолитной или сборной конструкции.

Уплотнительный элемент 5 представляет собой, например, по меньшей мере одну уплотнительную манжету, по меньшей мере одно уплотнительное кольцо.

Регулятор 6 герметично установлен в осевом канале 8 в верхней части вставки 7 с возможностью перекрытия перепускных каналов или канала.

Вставка 7 размещена выше выкида погружного насоса 1 внутри ствола 4 и/или НКТ 2.

Вставка 7 выполнена в виде сборной или монолитной конструкции и представляет собой, например, разъединительное устройство, ствол разъединительного устройства, скважинную камеру, трубообразное полое скважинное устройство, участок трубы, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля, участки труб одного или разных диаметров, соединенных между собой, образуя сборную вставку 7.

Между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 образуется пространство для подъема флюида на поверхность с верхнего и нижнего пластов или с нижнего пласта.

Перепускная система снабжена верхним 10 и нижним 11 перепускными элементами и в каждом из них выполнены по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13.

При этом по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13 расположены выше уплотнительного элемента 5 или выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13 расположены ниже уплотнительного элемента 5 или ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.

Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы установлены выше выкида погружного насоса 1 с возможностью разделения потока флюида, проходящего внутри осевого канала 8 и направленного на прием погружного насоса 1, от потока флюида, исходящего с выкида погружного насоса 1 и проходящего по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.

Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы зафиксированы известными методами и способами крепления, например, со вставкой 7, стволом 4, НКТ 2, посредством, например, резьбы и/или герметизирующих элементов 9, замкового устройства, центрируя ее.

Например, верхний перепускной элемент 10 зафиксирован на НКТ 2 и на вставке 7 с помощью прижимных элементов, например, в виде муфт.

Например, нижний перепускной элемент 11 зафиксирован на стволе 4 и на вставке 7 с помощью срезных или несрезных элементов.

Например, верхний перепускной элемент 10 соединен с НКТ 2 посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

Например, нижний перепускной элемент 11 соединен со стволом 4 пакера посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

Например, верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы соединены со вставкой 7 посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы выполнены монолитными или в виде сборной конструкции.

Верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы разобщают осевой канал 8 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2, обеспечивая разобщение потоков пластового флюида внутри скважины.

При этом перепускные продольные каналы 13 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов обеспечивают перепуск потока флюида с выкида погружного насоса 1 в НКТ 2 и на поверхность по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2, а перепускные поперечные каналы 12 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов обеспечивают перепуск пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1 по осевому каналу 8.

Нижний перепускной элемент 11 размещен под нижним уплотнительным элементом 5 или под уплотнительным элементом 5 нижнего пакера 3, например

размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством замкового устройства,

размещен в пространстве между стволом 4 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством резьбы,

размещен в пространстве между стволом 4, НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством резьбы, при этом соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и два участка вставки 7 между собой,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой, при этом соединен с нижней частью вставки 7,

размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7, при этом соединен с нижней частью вставки 7 посредством телескопического соединения,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством телескопического соединения,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством телескопического соединения,

размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с нижней частью вставки 7 посредством разъединительно-соединительного устройства,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка вставки 7 между собой посредством разъединительно-соединительного устройства.

Верхний перепускной элемент 10 размещен над верхним уплотнительным элементом 5 или над уплотнительным элементом 5 верхнего пакера 3, например

размещен в пространстве между НКТ 2 и вставкой 7 и соединен с верхней частью вставки 7 посредством резьбы,

размещен в скважине, соединяя два участка НКТ 2 между собой и два участка верхней части вставки 7 между собой,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7,

размещен в скважине, соединяя два участка НКТ 2 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой посредством резьбы,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7 посредством телескопического соединения,

размещен в скважине, соединяя ствол 4 и НКТ 2 между собой и соединяя два участка верхней части вставки 7 между собой, при этом соединен с верхней частью вставки 7 посредством разъединительно-соединительного устройства.

Регулятор 6 выполнен с возможностью перемещения в осевом канале 8, например, вверх или вниз и с возможностью перекрытия полного или частичного перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10, управляя тем самым потоком скважинного флюида, поступающего из верхнего пласта на прием погружного насоса 1.

Вставка 7 и верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы разобщают потоки пластового флюида внутри ствола 4 и/или НКТ 2, обеспечивая:

подъем пластового флюида из нижнего пласта с выкида погружного насоса 1 через верхние и нижние перепускные продольные каналы 13 по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 с последующей подачей его на поверхность по НКТ 2 при закрытых регулятором 6 верхнем перепускном поперечном канале или каналах 12;

подъем пластового флюида из верхнего и нижнего пластов с выкида погружного насоса 1 через верхние и нижние перепускные продольные каналы 13 по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 с последующей подачей его на поверхность по НКТ 2 при полном или частичном открытии регулятором 6 верхнего перепускного поперечного канала или каналов 12, при этом поступление пластового флюида осуществляют на прием погружного насоса 1 одновременно снизу из нижнего пласта и сверху из верхнего пласта, например, через верхние перепускные поперечные каналы или канал 12, по осевому каналу 8 и через нижние перепускные поперечные каналы или канал 12.

Перепускной элемент: верхний 10 или нижний 11 представляет собой, например, герметизирующую перепускную втулку с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13, муфту с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13, втулку, выполненную из герметизирующего материала, с перепускными каналами поперечными 12 и продольными 13.

Перепускные продольные каналы 13 верхнего 10 и нижнего перепускных элементов гидравлически связаны между собой пространством между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и связаны с выкидом погружного насоса 1, обеспечивая транзитный перепуск флюида с выкида погружного насоса 1 в пространство между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и далее на поверхность скважины по НКТ 2.

Перепускные поперечные каналы 12 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов гидравлически связаны между собой посредством осевого канала 8 и гидравлически связаны с приемом погружного насоса 1, обеспечивая подачу пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1.

Подачу пластового флюида по меньшей мере с одного пласта, например с верхнего пласта, на прием погружного насоса 1 регулируют посредством регулятора 6, периодически перемещая его относительно перепускных верхних поперечных каналов или канала 12, частично или полностью перекрывая их и тем самым перекрывая гидравлическое сообщение между ними и приемом погружного насоса 1. При перекрытии регулятором 6 перепускных верхних поперечных каналов или канала 12 перекрывают переток пластового флюида с верхнего пласта на прием погружного насоса 1, например ЭЦН.

Если в скважинной установке два и более пакера 3, то по меньшей мере один перепускной поперечный канал 12 расположен выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере один перепускной поперечный канал 12 расположен ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.

Регулятор 6 устанавливают в различные положения путем перемещения его относительно верхних перепускных поперечных каналов или канала 12, обеспечивая тем самым смену режимов и интенсивности добычи пластового флюида, например, с верхнего пласта.

Возможность перемещения регулятора 6 в осевом канале 8 позволяет дополнительно выполнить регулятор 6 с захватным элементом, например с захватной проточкой, достаточной для его захвата ловильным инструментом, с захватным выступом 14, с захватной головкой 15.

Регулятор 6 представляет собой, например,

монолитный стержень с одним герметизирующим элементом 9, расположенным снаружи регулятора 6,

монолитный стержень, выполненный из герметизирующего материала 9 полностью или частично,

монолитный стержень с захватной головкой 15, расположенной в верхней его части, и с герметизирующими элементами 9, расположенными на наружной поверхности в нижней части регулятора 6.

Герметизирующий элемент 9 представляет собой элемент, выполненный из герметизирующего материала, например полимера, прорезиненного или резинового материала, герметизирующего покрытия в виде герметизирующей пленки или герметизирующего слоя, образованного, например, электролизом, хонингованием, полимерным покрытием.

Герметизирующий элемент 9 представляет собой, например, резиновую манжету.

Захватный элемент представляет собой захватную головку 15, захватные проточку или выступ 14 и обеспечивает перемещение или извлечение регулятора 6 посредством канатного инструмента.

Вставка 7 дополнительно снабжена перепускными отверстиями или отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.

НКТ 2 дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.

Ствол 4 дополнительно снабжен по меньшей мере одним перепускным отверстием 16, выполненным с возможностью гидравлического взаимодействия с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12.

Например, по меньшей мере одно перепускное отверстие 16 расположено выше уплотнительного элемента 5 или выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 и по меньшей мере одно перепускное отверстие 16 расположено выше герметизирующего элемента 9 и ниже уплотнительного элемента 5 или уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3.

Регулятор 6 дополнительно снабжен по меньшей мере одним отверстием 17, обеспечивающим прохождение пластового флюида через регулятор 6, например регулятор 6 представляет собой стержень с одним отверстием 17; регулятор 6 выполнен в виде стержня с отверстиями 17 и с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регулятора 6, при этом часть регулятора 6 выполнена из герметизирующего материала 9.

Например, отверстие 17 гидравлически связано с осевым каналом 8 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12 верхнего перепускного элемента 11, обеспечивая прохождение пластового флюида из перепускного поперечного канала или каналов 12 верхнего перепускного элемента 11 в осевой канал 8 через регулятор 6;

отверстие 17 гидравлически связано с осевым каналом 8 и по меньшей мере одним перепускным отверстием 16 и с перепускным поперечным каналом или каналами 12 верхнего перепускного элемента 11, обеспечивая прохождение пластового флюида из перепускного поперечного канала или каналов 12 верхнего перепускного элемента 11 и перепускного отверстия или отверстий 16 в осевой канал 8 через регулятор 6.

Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом дополнительно снабжена: глубинным измерительным прибором или приборами 18, срезными элементами, отверстием для глушения, центратором, штуцером, протектором для защиты кабеля или измерительных приборов, посадочным местом или скважинной камерой, устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере 3, при этом устройство герметизации кабеля представляет собой кабельный ввод.

В скважинной установке верхний перепускной поперечный канал 12 дополнительно может служить отверстием для глушения при отсутствии или при извлечении регулятора 6.

Измерительный глубинный прибор или приборы 18 устанавливают в скважине напротив пласта или пластов, применяют для непрерывных замеров давления и определения дебита по кривой восстановления давления (КВД).

Срезные элементы (не показано) расположены на НКТ 2 или на вставке 7, обеспечивая фиксацию определенного положения регулятора 6.

Центратор (не показан) расположен на регуляторе 6 и обеспечивает центрирование регулятора 6 относительно осевого канала 8 или эксплуатационной колонны.

Штуцер (не показан) расположен в перепускном поперечном канале 12, в отверстии 17, и обеспечивает регулирование потока флюида, проходящего через данный элемент.

Посадочное место или скважинная камера (не показано) обеспечивают установку автономных устройств, например измерительного прибора 18 или дополнительных регулирующих устройств.

Способ эксплуатации установки с механическим клапаном погружным насосом осуществляют следующим образом.

Спускают в скважину на заданную глубину НКТ 2 с погружным насосом 1, по меньшей мере с одним пакером 3, установленным выше приема погружного насоса 1, с глубинным измерительным прибором 18 или без него и с установленной выше приема погружного насоса 1 перепускной системой для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом 1, содержащей верхний 10 и нижний 11 перепускные элементы, включающие в себя по меньшей мере один поперечный перепускной канал 12 и по меньшей мере один продольный перепускной канал 13, регулятор 6 и вставку 7 с осевым каналом 8, обеспечивая гидравлическое сообщение пластового флюида, в том числе и из верхнего пласта, на прием погружного насоса 1.

Затем пакеруют пакер 3 или пакеры 3 между пластами, например между верхним и нижним пластами.

Регулятор 6 устанавливают в осевом канале 8 с возможностью перемещения в нем и с возможностью полного или частичного перекрытия верхних перепускных поперечных каналов или канала 12.

Разобщают осевой канал 8 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 посредством верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов.

Затем запускают глубинный насос 1 и осуществляют эксплуатацию скважинной установки.

Регулятор 6 посредством канатной техники переводят в положение «открыто», для чего его перемещают вверх в осевом канале 8 относительно верхних перепускных поперечных каналов или канала 12, открывая их полностью или частично, обеспечивая гидравлическое сообщение пластового флюида из верхнего пласта на прием погружного глубинного насоса 1 из верхних перепускных поперечных каналов или канала 12 по осевому каналу 8 в нижние перепускные поперечные каналы или канал 12.

Подачу пластового флюида на прием погружного насоса 1 осуществляют с нижнего пласта или с нижнего и верхнего пластов, при этом с нижнего пласта подачу пластового флюида осуществляют при закрытых регулятором 6 поперечных перепускных каналах или канале 12 верхнего перепускного элемента 10, а подачу пластового флюида с нижнего и верхнего пластов осуществляют при полностью или частично открытых регулятором 6 поперечных перепускных каналах или канале 12 верхнего перепускного элемента 10,

для чего регулятор 6 устанавливают в положение «открыто» и пластовый флюид с верхнего пласта подают на прием погружного насоса 1, например,

через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, осевой канал 8 и через перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11,

или через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, отверстия или отверстие 17, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11,

или через перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, перепускные отверстия или отверстие 16, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11.

Пластовый флюид с нижнего пласта подают сразу на прием насоса 1 при нахождении регулятора 6 в положении «закрыто», когда перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10 перекрыты регулятором 6.

Отбор пластового флюида с выкида погружного насоса 1 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность по меньшей мере из одного пласта осуществляют по перепускным продольным каналам 13 верхнего 10 и нижнего 11 перепускных элементов и по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.

Отбор пластового флюида и подачу его насосом на поверхность осуществляют по перепускным продольным каналам 13 нижнего 11 и верхнего 10 перепускных элементов по пространству между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2.

Смену режимов добычи-отбора пластового флюида осуществляют, в том числе, в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки и во время остановки погружного насоса 1.

Смену режимов добычи пластового флюида осуществляют в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки, так как конструкция скважинной установки позволяет менять режим добычи пластового флюида без извлечения регулятора 6 и остановки скважины, а также извлечения регулятора 6 при извлечении или смене глубинного насоса и компоновки в целом.

Также подачу пластового флюида на прием погружного насоса 1 с верхнего пласта осуществляют через перепускные отверстия или отверстие 16 в НКТ 2, перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, отверстия или отверстие 17, осевой канал 8 и перепускные поперечные каналы или канал 12 нижнего перепускного элемента 11.

Эксплуатацию двух или более пластов, разобщенных между собой пакером или пакерами 3, осуществляют посредством направления пластового флюида на прием работающего погружного насоса 1, при этом на поверхность подачу пластового флюида осуществляют с нижнего пласта или с верхнего и нижнего пластов, в том числе и в режиме непрерывной эксплуатации.

В процессе эксплуатации скважинной установки дополнительно замеряют на устье дебит и обводненность как совместно работающих пластов верхнего и нижнего, так и только нижнего пласта при заданных параметрах дебита и обводненности.

Для этого канатным инструментом переводят регулятор 6 в положение «закрыто», перемещая его в осевом канале 8 вниз или вверх относительно перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10 или перепускных поперечных каналов или канала 12 верхнего перепускного элемента 10 и отверстия или отверстий 17, герметично перекрывая их, тем самым обеспечивая отсечение верхнего пласта от приема погружного насоса 1, и гидравлическое сообщение с погружным насосом 1 осуществляют только с нижнего пласта и с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.

В процессе эксплуатации нижнего пласта дополнительно замеряют на устье его параметры, например дебит и обводненность, определяя также изменение уровня жидкости в затрубном пространстве или давления над пакером 3 и рассчитывая по КВУ (кривая восстановления уровня) или КВД (кривая восстановления давления) дебит верхнего пласта в момент его отключения. Зная дебит при совместной или раздельной эксплуатации пластов, а также обводненность нижнего пласта и обводненность при совместной эксплуатации пластов, замеренные на устье, по известной зависимости находят обводненность по верхнему пласту. Таким образом, осуществляют контроль дебита и обводненности раздельно по пластам при ОРД (одновременно-раздельной добыче).

В процессе отбора пластового флюида по меньшей мере из одного пласта КИП (контрольно-измерительными приборами) 18 измеряют скважинные параметры, производят учет дебита и обводненности, например, в режиме реального времени.

С помощью скважинной установки регулируют отбор скважинного флюида из пластов, разобщая потоки, изменяя интенсивность потока и управляя потоком скважинного флюида из верхнего и нижнего пластов, и соответственно регулируют отбор скважинного флюида из скважины в целом, открывая полностью или частично перепускные поперечные каналы или канал 12 верхнего перепускного элемента 10, повышают эффективность добычи пластового флюида при одновременно-раздельной добыче (ОРД) из пластов одной скважины и увеличивают/улучшают надежность работы скважинной установки за счет предотвращения выпадения механических примесей в процессе работы внутрь скважинной установки на регулирующий элемент 6, так как регулирующий элемент 6 снизу омывается восходящим потоком скважинного флюида с заданным напором от погружного насоса 1 через перепускные продольные каналы 13, а при остановке насоса 1 механическая примесь не присыпает регулирующий элемент 6, а осыпается ниже его сквозь перепускные продольные каналы 13 и тем самым обеспечивает непрерывную работу скважинной установки.

1. Установка с механическим клапаном для одновременно-раздельной эксплуатации погружным насосом, содержащая 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 перепускные каналы, 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, по меньшей мере один герметизирующий элемент, регулятор, установленный в верхней части вставки и выполненный с возможностью перемещения и с возможностью перекрытия перепускных каналов или канала, отличающаяся тем, что 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, а 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.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что регулятор выполнен с захватной головкой или с проточкой, достаточной для его захвата ловильным инструментом.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что верхняя часть регулятора выполнена в виде захватной головки, а нижняя часть регулятора выполнена из герметизирующего материала.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что вставка представляет собой участок трубы или разъединительное устройство.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что регулятор дополнительно снабжен по меньшей мере одним отверстием, гидравлически связанным с осевым каналом и перепускным поперечным каналом или каналами.

6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что НКТ дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами.

7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что ствол дополнительно снабжен по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами.

8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что вставка дополнительно снабжена по меньшей мере одним перепускным отверстием, гидравлически связанным с перепускным поперечным каналом или каналами.

9. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена по меньшей мере одним измерительным прибором.

10. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные элементы выполнены монолитными или представляют собой сборную конструкцию.

11. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные элементы установлены и зафиксированы с помощью срезных или несрезных элементов.

12. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные элементы соединены с НКТ посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

13. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные элементы соединены со стволом пакера посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

14. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные элементы соединены со вставкой посредством телескопического соединения и/или разъединительно-соединительного устройства.

15. Способ эксплуатации установки, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса одного или нескольких пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором, с перепускными каналами и со вставкой с осевым каналом для гидравлического сообщения пластового флюида с погружным насосом, отбор пластового флюида по меньшей мере из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают в НКТ в верхнюю часть вставки с возможностью перемещения, разобщают осевой канал от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, отбор пластового флюида осуществляют с выкида погружного насоса с последующей подачей по НКТ на поверхность, отличающийся тем, что установку регулятора осуществляют в осевой канал с возможностью перекрытия поперечного канала или каналов верхнего перепускного элемента, подачу пластового флюида на прием погружного насоса осуществляют с нижнего пласта или с нижнего и верхнего пластов, при этом с нижнего пласта подачу пластового флюида осуществляют при закрытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, а подачу пластового флюида с нижнего и верхнего пластов осуществляют при открытых регулятором поперечных перепускных каналах или канале верхнего перепускного элемента, отбор пластового флюида и подачу его погружным насосом на поверхность осуществляют по перепускным продольным каналам нижнего и верхнего перепускных элементов по пространству между вставкой и стволом и/или НКТ.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что подачу пластового флюида на прием погружного насоса с верхнего пласта осуществляют через перепускные отверстия или отверстие, перепускные поперечные каналы или канал верхнего перепускного элемента, отверстия или отверстие, осевой канал и перепускные поперечные каналы или канал нижнего перепускного элемента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

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.

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.

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.

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

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.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов. Установка включает в себя устройство переключения пластов, которое в случае использования электроцентробежного насоса соединено с кожухом, окружающим только электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающимся на входном модуле, а в случае использования штангового насоса - с входом насоса. Устройство переключения пластов состоит из головки, ниппеля и основания, соединенных верхним и нижним корпусами. Головка содержит входные каналы, связанные с верхним пластом. Входные каналы через два последовательно расположенных взаимно обратных шариковых клапана связаны через верхний корпус и головку с выходом. Основание соединено с хвостовиком, с установленными на нем датчиками давления, внутренняя полость которого через шариковый клапан связана с внутренней полостью нижнего корпуса и через клапан в ниппеле с внутренней полостью верхнего корпуса. Клапан в ниппеле приводится в движение поршнем, надпоршневая полость которого связана с внутренней полостью нижнего корпуса, а подпоршневая через электромагнитный клапан и диафрагму с верхним пластом. Клапан в ниппеле жестко связан с толкателем, который открывает один из шариковых клапанов верхнего пласта при закрытии клапана в ниппеле и наоборот. Электромагнитный клапан и датчики давления соединены с наземным блоком управления кабелем. Технический результат заключается в повышении надежности установки. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи нефти из трех пластов с использованием одной скважины. Установка содержит верхний пакер 5, установленный между пластами верхнего 2 и среднего 3 уровней, и нижний пакер 6, установленный между пластами среднего 3 и нижнего 4 уровней. Между пакерами вблизи пласта среднего уровня 3 установлен нижний электроцентробежный насос 9, входной модуль 10 которого подсоединен к насосно-компрессорным трубам 11 нижнего пакера, а выходной (не показан) - к верхнему пакеру 5. Вблизи пласта верхнего уровня 2 установлен верхний электроцентробежный насос 12. Оба насоса соосно связаны с двухсторонним погружным электродвигателем 14, расположенным под верхним насосом 12 и установленным на общем для обоих насосов валу 13, который проходит сквозь верхний пакер 5. В верхнем пакере 5 выполнены отверстия 20 для прохода жидкости из пластов среднего 3 и нижнего 4 уровней в надпакерное пространство. Технический результат заключается в повышении надежности установки. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования. При определении герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым глубинным насосом и электроцентробежным насосом определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму штангового глубинного насоса. Далее снимают параметры работы электроцентробежного насоса с телеметрической системой, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры, останавливают штанговый глубинный насос верхнего объекта. Затем как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса производят опрессовку колонны насосно-компрессорных труб с помощью электроцентробежного насоса нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. После остановки электроцентробежного насоса следят за показаниями работы установки по станции управления, при наличии аварийного сигнала “турбинное вращение” делают заключение о сливе жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и о негерметичности обратного клапана электроцентробежного насоса. При идентичных темпах увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода штангового глубинного насоса и темпе падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут делают заключение о герметичности коммутатора и колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины. При темпе увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса ниже и темпе падения выше, чем в нижнем положении привода штангового глубинного насоса, делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора. Если в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса электроцентробежный насос не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то делают заключение о выходе манжетного крепления штангового глубинного насоса из замковой опоры коммутатора. Если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут, то делают заключение о негерметичности коммутатора и/или колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины. Далее запускают штанговый глубинный насос и электроцентробежный насос в работу, не останавливая штангового глубинного насоса верхнего объекта, останавливают работу электроцентробежного насоса нижнего объекта. Сразу после остановки электроцентробежного насоса нижнего объекта прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям телеметрической системы на табло контроллера станции управления. При стабильно повышающемся уровне жидкости делают заключение о негерметичности, а при неизменном уровне жидкости делают заключение о герметичности пакера или участка колонны насосно-компрессорных труб от электроцентробежного насоса до пакера. 2 ил.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к системе и вариантам способа фиксации скважинных инструментов. Технология способствует фиксации инструмента с целью необходимого центрирования в колонне подъемных труб. Колонна подъемных труб содержит фиксирующую секцию, выполненную с возможностью фиксации инструмента в определенной ориентации. Фиксирующая секция содержит множественные крепежные участки, выполненные с возможностью приема множества профильных пластин, которые входят в зацепление с возможностью снятия и являются сменными. Профильные пластины могут быть расположены так, чтобы создавать профиль ключа для зацепления с соответствующим ключом, соединенным с инструментом. Тем не менее, профильные пластины могут быть заменены для изменения профиля ключа. Кроме того, могут быть применены различные комбинации профильных пластин для создания различных профилей ключа от одной фиксирующей секции к другой в колоннах подъемных труб с более чем одной фиксирующей секцией. Технический результат заключается в повышении эффективности фиксации скважинных устройств. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины. Установка по первому варианту содержит лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство, электропогружной насос, включающий электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенные силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, и опорным пакером с кабельным вводом над нефтеносным пластом. Насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, выполненного с кабельным вводом и опорным якорем. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносного пласта соединены скважинной проточной камерой, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с нефтеносным пластом через межпакерное пространство скважины. Установка по второму варианту содержит опорные пакеры с кабельным вводом, установленные над и между нефтеносными пластами. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены скважинными проточными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка. На уровне выемки в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой дроссельными отверстиями в стенке, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерные пространства скважины. Установка по третьему варианту содержит опорные пакеры с двойным кабельным вводом, установленные над и между нефтеносными пластами. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены скважинными проточными камерами, содержащими гидравлические дроссели, оснащенные дополнительным блоком телеметрии, электрически управляемые с пульта станции управления скважиной по кабелю связи, с возможностью регулирования закачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, разобщающий межпластовое пространство скважины, и центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, пропущенным через устьевой фланец с кабельным вводом, снабженный блоком телеметрии, соединенный кабелем со станцией управления. При этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера. В установке по второму варианту пакер, установленный между нефтеносными пластами, выполнен с забойным якорным устройством, а пакер, между верхним нефтеносным и обводненным пластами, - с опорным якорным устройством. Лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены проточной и забойной скважинными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, на уровне последней в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой с дроссельными отверстиями в стенке, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерное и подпакерное пространства скважины. На свободном торце забойной камеры установлен шламосборник, блокирующий проточный канал цилиндрической вставки. В установке по третьему варианту проточная и забойная скважинные камеры содержат гидравлические дроссели, оснащенные блоком телемеханической системы, соединенные электрическим кабелем связи с блоком телеметрии автоматического или ручного управления по кабелю электропитания от панели на станции управления скважиной с возможностью регулирования объема закачки жидкости в нефтеносные пласты скважины. Проточная камера выполнена с эксцентричным продольным каналом, сообщающим полости лифтовых труб. Телескопический стыковочный узел снабжен электрическим разъемом кабеля связи, обеспечивающим раздельный спуск и подъем центробежного насоса и пакеров с гидравлическими дросселями. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне лифтовых труб пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления (СУ), герметически пропущенным через устьевую арматуру, регулировочный электроклапан (РЭК), включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом, и датчики телемеханической системы (ТМС), и стыковочный узел, сообщающийся с заборщиком флюида из нижнего пласта и состоящий из телескопически сопрягаемых штуцера, установленного на пакере, и ниппеля, пристыкованного к хвостовику, присоединенному к торцу электропривода. В стенке хвостовика выполнены проточные отверстия, сообщающие надпакерное пространство с подпакерным и нижним пластом. Хвостовик снабжен центратором, обеспечивающим сопряжение ниппеля и штуцера. ТМС РЭК соединена с панелью управления (ПУ) электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру. По второму варианту установка содержит пакер с кабельным вводом и опорным якорным устройством, скважинную камеру с проточным каналом, снаружи которого установлен РЭК, и муфту перекрестного течения потоков флюида, сообщающуюся радиальными каналами с верхним пластом. Скважинная камера соединена с одной стороны муфтой с проточным каналом, сообщающим проточный канал камеры с полостью колонны лифтовых труб, и с другой - муфтой по меньшей мере с двумя эксцентричными проточными каналами, соединенной с пакером надпакерной трубой. Один из эксцентричных каналов муфты сообщает проточный канал камеры с выходом насоса через хвостовик и патрубок, сопряженный с центральным каналом муфты перекрестного течения и образующий с надпакерной трубой и стволом пакера коаксиальный канал, сообщающийся с радиальными каналами муфты перекрестного течения, присоединенной к торцу пакера и соединенной подпакерной трубой с насосом. Другим эксцентричным каналом муфта сообщает пространства выше и ниже пакера через запорное седло РЭК, коаксиальный канал и радиальные каналы муфты перекрестного течения. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности работы. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Нагнетательные скважины между пластами оборудуют седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх при расположении водоносного пласта ниже нефтеносного или сверху вниз при расположении водоносного пласта выше нефтеносного. При расположении водоносного пласта ниже нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. При расположении водоносного пласта выше нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде больше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх