Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом



Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом
Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом

 


Владельцы патента RU 2589016:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, включающий проведение промывки и шаблонирования скважины, спускоподъемных операций с поблочным монтажом внутрискважинного оборудования и добычу скважинного флюида. Сначала спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, в которой установлены трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения, которые последовательно свинчивают в устье скважины насосно-компрессорными трубами (НКТ) и спускают с помощью посадочной колонны, оснащенной сбивным клапаном, репером и гидравлическим монтажным инструментом, последний цангой зацепляют за внутреннюю проточку в наружном трубчатом элементе с фиксированием глубины посадки, нивелируемой репером, и веса - с помощью динамометра. Вторым приемом на колонне НКТ в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида (БРПУ) с ниппелями трубчатых элементов раздвижного трубного соединения, муфты ввода кабеля связи с кабельным разъемом и электроцентробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, соединенным с силовым кабелем и оснащенным телеметрической системой (ТМС), до полного сочленения раздвижного трубного соединения. Колонну НКТ подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой устьевой арматуры, концы обоих кабелей пропускают через кабельный ввод планшайбы и последнюю закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. Кабели герметизируют в кабельном вводе планшайбы и подсоединяют к пункту электропитания и панели управления. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве ЭЦН под контролем манометра. Изменением частоты вращения ЭЦН посредством частотно-регулируемого электропривода и положений клапанов БРПУ скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем ТМС (патент РФ №2562641, кл. E21B 43/14, опубл. 10.09.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, включающий спуск в скважину с несколькими пластами на колонне труб без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия с разъединителем колонны труб или без него. При этом пакер состоит, по крайней мере, из корпуса, ствола и набора манжет. А разъединитель колонны труб состоит, по меньшей мере, из корпуса и ствола, разобщенных между собой уплотнительными элементами, и срезных винтов. По одному из вариантов между двумя призабойными зонами пластов размещают два пакера в любой из комбинаций и между ними спускают перепускной элемент в виде скважинной камеры или патрубка, или клапана, с циркуляционными каналами. После одновременной или раздельной посадки этих пакеров в скважине проверяют их герметичность, подавая жидкость между пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб. При остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, принимают посадку пакеров между пластами негерметичными и при этом поднимают их из скважины. При непадении избыточного давления принимают посадку пакеров герметичными и запускают скважину в эксплуатацию. По второму варианту устанавливают пакер с двумя наборами манжет, между которыми на стволе выполняют циркуляционные каналы и на нем размещают опорную втулку с перепускными каналами. Жидкость для проверки герметичности подают между двумя наборами манжет. По третьему варианту разъединитель колонны труб устанавливают, по меньшей мере, над пакером, расположенным между двумя призабойными зонами пластов. При этом его ствол выполняют, по меньшей мере, с одной или двумя канавками под срезные винты и соответственно на корпусе обеспечивают два ряда отверстий со срезными винтами. При отсоединении корпуса от ствола срезают два ряда срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб при срыве пакера или пакеров (патент РФ №2380526, кл. E21B 43/14, опубл. 27.01.2010 - прототип).

Известные способы не обеспечивают возможности определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче (ОРД) жидкостей из скважины штанговым глубинным насосом (ШГН) и ЭЦН.

В предложенном изобретении решается задача определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН.

Задача решается тем, что в способе определения герметичности скважинного оборудования при ОРД жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму ШГН, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры, останавливают ШГН верхнего объекта, как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН производят опрессовку НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку, останавливают ЭЦН и следят за показаниями работы установки по станции управления (СУ), при наличии аварийного сигнала “турбинное вращение” делают заключение о сливе жидкости из НКТ и о негерметичности обратного клапана ЭЦН, при идентичных темпах увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода ШГН и темпе падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут делают заключение о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины, при темпе увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода ниже, и темпе падения выше, чем в нижнем положении, делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора, если в верхнем положении наземного привода ШГН ЭЦН 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 ШГН из замковой опоры коммутатора, если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут, то делают заключение о негерметичности коммутатора и/или НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины, запускают ШГН и ЭЦН в работу, не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта, сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ, при стабильно повышающемся уровне жидкости делают заключение о негерметичности, а при неизменном уровне жидкости делают заключение о герметичности пакера или участка НКТ от ЭЦН до пакера.

Сущность изобретения

Способ контроля герметичности скважинного оборудования основан на обнаружении гидравлической связи между надпакерной и подпакерной зонами путем выявления изменения уровня жидкости, давления газа в межтрубном пространстве, а также давления на приеме насоса, эксплуатирующего подпакерный объект, при остановке работы одного из объектов разработки.

Необходимость исследования скважин с одновременно-раздельной добычей жидкостей должна подтверждаться косвенными признаками негерметичности системы, т.е. соответствующей динамикой изменения режима эксплуатации объекта: обводненности продукции, физико-химических свойств добываемой жидкости, забойных давлений.

При существенном отличии обводненности добываемой жидкости и физико-химических свойств воды по объектам, для обоснования подозрения наличия негерметичности системы важнейшей информацией может являться значительное изменение обводненности добываемой жидкости за короткий промежуток времени, одновременно с этим, изменение плотности и химического состава добываемой воды.

На фиг. 1 представлена конструкция скважины с одновременно-раздельной добычей при совместном подъеме жидкостей, а на фиг. 2 - при раздельном подъеме добываемых жидкостей.

На фиг. 1 и 2 приняты следующие обозначения: 1 - патрубок, 2 - пакер, 3 - колонна НКТ, 4 - ЭЦН, приемная часть и ПЭД его в кожухе 5, 6 - коммутатор, 7 - ШГН, 8 - колонна штанг, 9 - устьевая обвязка, 10 - буфер, 11 - манометр. Выше коммутатора 6 колонна НКТ выполнена большого диаметра 12, в которой размещен ШГН 7. Выше ШГН 7 колонна НКТ выполнена меньшего диаметра 13. Компоновка размещена в скважине 14, вскрывшей нижний продуктивный пласт 15 и верхний продуктивный пласт 16.

Скважинное оборудование работает следующим образом.

ШГН 7 получает привод через колонну штанг 8 и отбирает жидкости из верхнего продуктивного пласта 16 через коммутатор 6 и посредством системы клапанов ШГН направляет их в колонну НКТ 12 при совместном подъеме добываемых жидкостей (см. фиг. 1), а в колону НКТ 13 при раздельном подъеме выше ШГН 6 к устью скважины 14. ЭЦН 4 отбирает жидкости из нижнего продуктивного пласта 15 через патрубок 1 и колонну НКТ 3 и кожух 5 под ЭЦН 4 и подает их через внутренний объем коммутатора 6 в колонну НКТ 12 выше коммутатора 6. В колонне НКТ 3 выше ШГН 7 жидкости из нижнего 15 и верхнего 16 пластов или смешиваются, или раздельно поднимаются вверх к устью скважины 14. Манометр 11 на буфере 10 устьевой обвязки 9 замеряет давление в колонне НКТ 12 скважины 14.

Определение герметичности глубинно-насосного оборудования проводят следующим образом.

Для дифференцированного подхода к выявлению негерметичности отдельных участков компоновки внутрискважинного оборудования скважины с ОРД предварительно испытывают на герметичность колонну НКТ, а также систему “НКТ - замковая опора коммутатора” при помощи ЭЦН. Это позволяет методом исключения выявлять герметичную часть внутрискважинного оборудования и негерметичную часть оставшихся узлов компоновки в системе.

Необходимость исследования скважин с ОРД должна подтверждаться косвенными признаками негерметичности, т.е. соответствующей динамикой изменения режима эксплуатации объекта: обводненности продукции, физико-химических свойств добываемой жидкости, забойных давлений. При существенном отличии обводненности добываемой жидкости и физико-химических свойств воды по объектам, для обоснования подозрения наличия негерметичности системы важнейшей информацией может являться значительное изменение обводненности добываемой жидкости за короткий промежуток времени, одновременно с этим изменение плотности и химического состава добываемой воды.

Перед началом исследований по определению герметичности системы на работающих объектах определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму ШГН для определения работоспособности глубинно-насосного оборудования верхнего объекта, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС для определения работоспособности глубинно-насосного оборудования нижнего объекта, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность (из каждой линии, если скважина с ОРД является 2-лифтовой), убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры.

Останавливают ШГН верхнего объекта. Проводят опрессовку колонны НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта путем прослеживания изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. Опрессовку колонны НКТ для определения утечек в коммутаторе производят как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН.

После остановки ЭЦН на время опрессовки НКТ убеждаются в отсутствии утечек в обратном клапане ЭЦН. Для этого следят за показаниями работы установки по СУ: если после остановки ЭЦН на СУ выходит аварийный сигнал “турбинное вращение”, то это свидетельствует о сливе жидкости из НКТ, то есть о негерметичности обратного клапана насоса. При отсутствии утечек в обратном клапане продолжают дальнейшие работы.

Если темпы увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода идентичны и темп падения давления находится в пределах нормы (не более 2 МПа за 15 минут), то это свидетельствует о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.

Если темп увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода ШГН ниже, а темп падения выше, чем в нижнем положении ШГН, то не герметично манжетное крепление в замковой опоре коммутатора.

Если в верхнем положении наземного привода ШГН ЭЦН не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает, и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то это свидетельствует о выходе манжетного крепления вставного штангового насоса из замковой опоры коммутатора.

Если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН темп падения давления не соответствует норме, т.е. более 2 МПа за 15 минут, то это свидетельствует о негерметичности коммутатора и/или колонны НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.

Для определения герметичности колонны НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора - место соединения ШГН с коммутатором - внутренний ряд колонны НКТ - внешний ряд колонны НКТ отключают ШГН и закрывают линейную задвижку верхнего объекта. Далее производят опрессовку системы на 12 МПа с помощью ЭЦН нижнего объекта путем прослеживания изменения давления на буфере скважины при работе на закрытую задвижку устьевой обвязки.

Если темп падения давления в системе находится в пределах нормы (не более 2 МПа за 15 минут) и давление в выкидной линии ШГН практически не изменилось, то это свидетельствует о герметичности колоне НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора - место соединения ШГН с коммутатором - внутренний ряд колонны НКТ - внешний ряд колонны НКТ.

Если темп падения давления в системе более 2 МПа за 15 минут, а давление в выкидной линии ШГН практически не изменилось (возможен незначительный рост), то это свидетельствует о возможной негерметичности места соединения ШГН с коммутатором и/или НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора и/или внешнего ряда колонны НКТ.

Стабильное повышение давления на выкидной линии ШГН, сопровождаемое с одновременным стремлением к выравниванию давлений на буфере ЭЦН и ШГН, а также дальнейшее прекращение падения давления на буфере ЭЦН и рост давления в выкидной линии ШГН свидетельствуют о негерметичности внутреннего ряда колонны НКТ.

Негерметичность внутреннего ряда колонны НКТ приводит к значительному обводнению продукции скважины из нефтяного объекта. Но не всегда по увеличению обводненности можно судить о негерметичности пакера. В связи с этим выявление и исключение фактора негерметичности внутреннего ряда НКТ позволит выбрать целесообразный подход к исследованиям по определению герметичности непосредственно пакера в компоновке 2-лифтовой ОРД ЭЦН-ШГН.

Для определения герметичности пакера, не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта. Сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта в течение 3-4 часов прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве путем периодической отбивки динамического уровня, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ. При неясном характере изменения динамического уровня продолжают исследование на следующий день. В конце исследования отбирают пробу жидкости на обводненность.

В процессе контролирования уровня жидкости в межтрубном пространстве может наблюдаться, что стабильно повышается уровень жидкости или уровень жидкости не изменяется.

Если в процессе прослеживания уровень жидкости в межтрубном пространстве заметно повышается, то это свидетельствует о негерметичности пакера, участка НКТ от ЭЦН до пакера (при отсутствии заколонного перетока жидкости между двумя продуктивными пластами).

При выравнивании гидростатического давления столба жидкости над пакером с давлением под пакером, дальнейшее снижение уровня жидкости в межтрубном пространстве прекращается. Признаком, подтверждающим наличие негерметичности пакера, участка НКТ от ЭЦН до пакера (при отсутствии перетока жидкости между двумя продуктивными пластами), служит соответствие установившегося статического давления на приеме ЭЦН динамическому уровню в затрубном пространстве в конце исследования. Для расчета давления под пакером в конце исследования фиксируют текущее статическое давление на приеме ЭЦН по показанию ТМС, рассчитывают давление, создаваемое столбом жидкости, соответствующее установившемуся динамическому уровню в затрубном пространстве, соотносят полученные значения, учитывая давление столба жидкости в НКТ в интервале от ЭЦН до пакера. Если уровень жидкости не изменяется, это означает, что пакер герметичен.

Пример конкретного выполнения

Проводят определение герметичности скважинного оборудования при ОРД жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН. Скважиной вскрыты 2 продуктивных пласта на глубинах 1928 м и 1917 м. Скважина оборудована согласно схемы на фиг. 1. ШГН работает с дебитом 17 м3/сут., ЭЦН работает с дебитом 61 м3/сут. Определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, равный 1186 м. Затрубное давление 1.4 Мпа. Снимают динамограмму ШГН, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры. Останавливают ШГН. Переводят станок-качалку ШГН на устье скважины поочередно то в нижнее, то в верхнее положение (наземный привод). При этом производят опрессовку НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. Останавливают ЭЦН и следят за показаниями работы установки по СУ. Аварийный сигнал “турбинное вращение” отсутствует. Делают заключение о герметичности обратного клапана ЭЦН.

Темпы увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях станка-качалки ШГН идентичны, темп падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут. Делают заключение о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.

Темп увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении станка-качалки ниже, и темп падения выше, чем в нижнем положении. Делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора.

В верхнем положении станка-качалки ШГН ЭЦН не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве. Делают заключение о выходе манжетного крепления ШГН из замковой опоры коммутатора.

Как в нижнем, так и в верхнем положении станка-качалки ШГН темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут. Делают заключение о негерметичности коммутатора и/или НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.

Запускают ШГН и ЭЦН в работу. Не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта. Сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта в течение 4 часов прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ. Уровень жидкости неизменный. Делают заключение о герметичности пакера или участка НКТ от ЭЦН до пакера.

В результате удается определить герметичности глубинных оборудований.

Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом, заключающийся в том, что определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму штангового глубинного насоса, 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, 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, останавливают электроцентробежный насос и 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, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизических исследований в обсаженных скважинах, а именно к центрированию геофизических приборов в обсаженных скважинах. Технический результат - обеспечение центрирования и проходимости прибора в обсаженных скважинах с любыми углами наклона и снижение аварийной опасности при спускоподъемных операциях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности замера дебита нефти и газа.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин в процессе бурения с использованием телеметрических систем, основанных на электромагнитном канале передачи данных.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией.

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.

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.

Группа изобретений относится к обработке подземной формации в скважине. Технический результат - увеличение добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию.

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.

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 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.
Наверх