Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной (варианты)



Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной (варианты)
Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной (варианты)

 


Владельцы патента RU 2591225:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

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.

 

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной.

Известны однопакерные установки для добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном, содержащие колонну труб, оснащенную пакером, разобщающим нижний и верхний объекты скважины, разъединитель-соединитель или без него, электроприводной насос без или с кожухом с входным модулем и погружным электродвигателем с блоком погружной телеметрии, хвостовик, кабель и электрический клапан, электрически соединенный либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кабелем с возможностью управляемого как отсекания, так и пропуска потоков флюида из нижнего или верхнего объектов. Электрический клапан механически соединен или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с хвостовиком и расположен над пакером, гидравлически связанный, с одной стороны с входным модулем электроприводного насоса, а с другой - с надпакерным или подпакерным пространствами (Патент RU №2385409 С2. Способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты). - МПК: Е21В 43/00, Е21В 47/12. - Опубл. 27.03.2010).

Известна однопакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, содержащая колонну труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом, оснащенным кожухом, соединенным с регулирующим клапаном, соединенным сверху с кожухом, а снизу - с пакером. Регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами с возможностью сообщения как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины. Внутри осевого пропускного канала размещен отсекающий элемент с возможностью сообщения или отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта путем управления с поверхности скважины через кабель либо автоматически в зависимости от параметров флюида. В зависимости от условий эксплуатации скважины установка может быть оснащена центратором и/или разъединителем колонны труб (Патент RU №2380522 C1. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты). - МПК: Е21В 43/12, Е21В 47/12. - Опубл. 27.01.2010).

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб пакер, центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, установленный в муфте перекрестного течения потоков флюидов, соединенной с кожухом, образующим камеру смешения флюидов, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, и хвостовик, с одной стороны присоединенный к муфте перекрестного течения и сообщающийся через эксцентричные каналы с камерой смешения флюидов, а с другой сопряжен со стыковочным узлом, последний соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины. В центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющим возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель. В хвостовике размещен дополнительный регулировочный клапан. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телеметрии (Патент RU №2523590 C1. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Опубл. 20.07.2014). Данное устройство принято за прототип.

Недостатком известных установок является низкая эффективность добычи флюида из двухпластовых скважин из-за сложности конструкции установок, снижающей надежность их работы.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет упрощения конструкции и повышения надежности работы установки.

Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надежности работы установки при эксплуатации скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной однопакерной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по первому варианту, содержащей спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины и установленный выше нижнего пласта, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, и стыковочный узел, сообщающийся через ствол пакера с заборщиком флюида из нижнего пласта, согласно предложенному техническому решению погружной электропривод центробежного насоса расположен выше верхнего пласта, а пакер выполнен с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, при этом стыковочный узел содержит телескопически сопрягаемые штуцер, установленный на стволе пакера, и ниппель, пристыкованный к хвостовику, последний присоединен к торцу электропривода центробежного насоса, соединенного со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а в стенке хвостовика выше датчиков телемеханической системы выполнены проточные отверстия, сообщающие надпакерное пространство с нижним пластом скважины, при этом хвостовик снабжен центратором, обеспечивающим сопряжение стыковочного узла, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной однопакерной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по второму варианту, содержащей спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, муфту перекрестного течения потоков флюида, сообщающуюся радиальными каналами с верхним пластом скважины, и хвостовик, согласно предложенному техническому решению, установка содержит скважинную камеру с эксцентричным проточным каналом, в которой размещен регулировочный клапан с датчиками телемеханической системы, установленный снаружи эксцентричного проточного канала камеры, соединенной, с одной стороны, муфтой с проточным каналом, сообщающим эксцентричный проточный канал камеры с полостью колонны лифтовых труб, и, с другой, муфтой, соединенной надпакерной трубой со стволом пакера и выполненной, по меньшей мере, с двумя эксцентричным проточными каналами, один из которых сообщает эксцентричный проточный канал камеры с выходом центробежного насоса через хвостовик и патрубок, сопряженный с центральным каналом муфты перекрестного течения и образующий со стволом пакера коаксиальный канал, сообщающийся с радиальными каналами муфты перекрестного течения, последняя присоединена к нижнему торцу ствола пакера, и подпакерную трубу, соединяющую центробежный насос с муфтой перекрестного течения, а другим эксцентричным проточным каналом муфта сообщает пространства выше и ниже пакера через запорное седло регулировочного клапана, коаксиальный канал и радиальные каналы муфты перекрестного течения, при этом пакер выполнен с кабельным вводом и опорным якорным устройством, и установлен в обсадной трубе скважины на уровне ниже верхнего пласта скважины, а погружной электропривод центробежного насоса расположен на уровне выше нижнего пласта скважины и соединен со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, отсутствуют. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствует условию патентоспособности «новизна».

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

Заявленные варианты технического решения могут быть использованы на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемые варианты технических решений соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку варианты однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной предназначены для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение надежности работы установки при эксплуатации скважин

На фиг. 1 показана однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной с регулированием потока из верхнего пласта; на фиг. 2 - то же, с регулированием потока из нижнего пласта.

Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по первому варианту, содержит спускаемые в обсадную трубу 1 скважины на колонне лифтовых труб 2 пакер 3 с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, установленный выше нижнего пласта I и разобщающий верхний пласт II и нижний пласт I скважины, центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, расположенным выше верхнего пласта II скважины и соединенным с силовым кабелем 7, регулировочный электроклапан (РЭК) 8, включающий хвостовик 9, в котором размещены отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11, и датчики физических параметров флюида телемеханической системы (ТМС) 12 с возможностью либо автоматического управления РЭК 8 по замерам датчиков ТМС 12, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов ТМС 12 на панели управления (ПУ), расположенной на поверхности скважины, а также стыковочный узел 13, сообщающийся через ствол пакера 3 с заборщиком 14 флюида из нижнего пласта I скважины. Стыковочный узел 13 содержит телескопически сопрягаемые штуцер 15, установленный на стволе пакера 3, и ниппель 16, пристыкованный к хвостовику 9, последний присоединен к торцу электропривода 6 центробежного насоса 4, соединенного со станцией управления (СУ) на поверхности скважины силовым кабелем 7, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17, фланцами 18 соединенную с обсадной трубой 1 скважины. В стенке хвостовика 9 выше датчиков ТМС 12 выполнены проточные отверстия 19, сообщающие надпакерное пространство 20 с подпакерным пространством 21 и нижним пластом I скважины. Хвостовик 9 снабжен центратором 22, обеспечивающим сопряжение ниппеля 16 со штуцером 15 стыковочного узла 13. ТМС 12 соединена с ПУ электрическим кабелем связи 23, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17 (Фиг. 1).

По второму варианту, однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной содержит спускаемые в обсадную трубу 1 скважины на колонне лифтовых труб 2 пакер 24 с кабельным вводом и опорным якорным устройством, установленный в обсадной трубе 1 скважины на уровне ниже верхнего пласта I скважины, разобщающий скважину с нижним пластом II, центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, скважинную камеру 25 с эксцентричным проточным каналом 26, в которой снаружи эксцентричного проточного канала 26 размещен РЭК 8, включающий отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11 и ТМС 12, с возможностью либо автоматического управления РЭК 8 по замерам датчиков ТМС 12, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов ТМС 12 на ПУ, а также муфту 27 перекрестного течения потоков флюида, сообщающаяся радиальными каналами 28 с верхним пластом I скважины. Скважинная камера 25 соединена, с одной стороны, муфтой 29 с проточным каналом, сообщающим эксцентричный проточный канал 26 камеры 25 с полостью колонны лифтовых труб 2, и, с другой, муфтой 30, по меньшей мере, с двумя эксцентричными проточными каналами 31 и 32, соединенной с пакером 24 надпакерной трубой 33. Эксцентричный проточный канал 31 сообщает проточный канал 26 камеры 25 с выходом центробежного насоса 4 через патрубок 34, сопряженный с центральным каналом муфты 27 перекрестного течения, установленной снизу пакера, и хвостовик 35, присоединенный к центральному каналу снизу муфты 27 перекрестного течения, и полость подпакерной трубы 36, соединяющей центробежный насос 4 с муфтой 27 перекрестного течения. Патрубок 34 образует с надпакерной трубой 33 и стволом пакера 24 коаксиальный канал 37, сообщающийся с радиальными каналами 28 муфты 27 перекрестного течения. Эксцентричным проточным каналом 32 муфта 30 сообщает надпакерное пространство 20 с подпакерным пространством 21 скважины через запорное седло 11 РЭК 8, коаксиальный канал 37 и радиальные каналы 28 муфты 27 перекрестного течения. Погружной электропривод 6 центробежного насоса 4 расположен на уровне выше нижнего пласта II скважины и соединен с СУ силовым кабелем 7, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17, фланцами 18 соединенную с обсадной трубой 1 скважины. ТМС 12 РЭК 8 соединена с ПУ электрическим кабелем связи 23, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17 (Фиг. 2).

Однопакерные установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной работают следующим образом.

По первому варианту однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, сначала на колонне лифтовых труб 2 в обсадную трубу 1 спускают пакер 3, смонтированный снизу с заборщиком 14 флюида из нижнего пласта II и штуцером 15 стыковочного узла 13 сверху. Пакер 3 устанавливают выше нижнего пласта I, разобщая тем самым верхний пласт II и нижний пласт I скважины, и закрепляют его двумя якорными устройствами противоположно направленного действия. Затем в обсадную трубу 1 на колонне лифтовых труб 2 спускают смонтированные центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, и РЭК 8 с хвостовиком 9, в котором размещены отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11, и датчики ТМС 12, соединенные с электрическим кабелем связи 23, и ниппелем 16 на конце хвостовика 9, до полного герметичного сопряжения ниппеля 16 со штуцером 15 стыковочного узла 13 с помощью центратора 22. Применение стыковочного узла 13 с телескопически сопрягаемыми штуцером 15 и ниппелем 16 позволяет быстро сменять в скважине центробежный насос 4 с РЭК 8. Силовой кабель 7 и электрический кабель связи 23 герметически пропускают через устьевую арматуру 17, последнюю герметически соединяют фланцами 18 с обсадной трубой 1 скважины. После монтажа с СУ по силовому кабелю 7 включают электропитание погружному электроприводу 6 центробежного насоса 4, а с ПУ - по электрическому кабелю связи 23 через ТМС 12 на РЭК 8. Флюид из нижнего пласта II через подпакерное пространство 21 засасывается заборщиком 14 и через ствол пакера 3 и стыковочный узел 13 перетекает через открытое отсекателем 10 РЭК 8 запорное седло 11 в надпакерное пространство 20, омывая датчики ТМС 12. По данным замера датчиками ТМС 12, например, давления Р, дебита Q, температуры Т, влагосодержания R и других физических параметров флюида нижнего пласта II, возможно либо автоматическое регулирование потока флюида РЭК 8 непосредственно от датчиков ТМС 12, либо ручного управления с ПУ на поверхности скважины по показаниям контрольно-измерительных приборов, связанных с датчиками ТМС 12 электрическим кабелем связи 23. Одновременно в надпакерное пространство 20 поступает флюид из верхнего пласта I, где флюиды из нижнего пласта II и верхнего пласта I скважины смешиваются. Образовавшаяся смесь флюидов омывает электропривод 6 центробежного насоса 4, тем самым охлаждает его, затем засасывается приемным модулем 5 и центробежным насосом 4 с помощью электропривода 6 под давлением поднимается по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.

По второму варианту однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, в обсадную трубу 1 на колонне лифтовых труб 2 спускают смонтированные на поверхности скважины центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, подпакерной трубой 36, муфтой перекрестного течения 27 с хвостовиком 35, пакером 24 с кабельным вводом и опорным якорным устройством, скважинной проточной камерой 25 с проточным каналом 26, муфтой 30, выполненной, по меньшей мере, с двумя эксцентричными проточными каналами 31 и 32, соединенной с пакером 24 надпакерной трубой 33, и патрубком 34, сопряженным с эксцентричным проточным каналом 31 муфты 30 и с центральным каналом муфты перекрестного течения 27, и пропущенным через ствол пакера 24, и муфтой 29, сопряженной с колонной лифтовых труб 2, и РЭК 8, установленный снаружи проточного канала 26 и соединенный ТМС 12 с электрическим кабелем связи 23, таким образом, чтобы погружной электропривод 6 центробежного насоса 4 был расположен в обсадной трубе 1 скважины на уровне выше нижнего пласта II, а пакер 24 - на уровне ниже верхнего пласта I скважины. Силовой кабель 7 и электрический кабель связи 23 герметически пропускают через устьевую арматуру 17, последнюю герметически соединяют фланцами 18 с обсадной трубой 1 скважины. После монтажа с СУ по силовому кабелю 7 включают электропитание погружному электроприводу 6 центробежного насоса 4, а с ПУ - по электрическому кабелю связи 23 через ТМС 12 на РЭК 8. Флюид из верхнего пласта I через надпакерное пространство 20, омывая датчики ТМС 12, засасывается в открытое отсекателем 10 РЭК 8 запорное седло 11 и эксцентричный канал 32 двухканальной проточной муфты 30 в коаксиальный канал 37, из которого флюид верхнего пласта I поступает через радиальные каналы 28 муфты перекрестного течения 27 в подпакерное пространство 21 скважины. По данным замера датчиками ТМС 12, например, давления Р, дебита Q, температуры Т, влагосодержания R и других физических параметров флюида верхнего пласта I, возможно либо автоматическое регулирование потока флюида РЭК 8 непосредственно от датчиков ТМС 12, либо ручного управления с ПУ на поверхности скважины по показаниям контрольно-измерительных приборов, связанных с датчиками ТМС 12 электрическим кабелем связи 23. Одновременно в подпакерное пространство 21 поступает флюид из нижнего пласта II и омывает электропривод 6 центробежного насоса 4, тем самым охлаждает его, затем флюиды из верхнего пласта I и нижнего пласта II скважины смешиваются в подпакерном пространстве 21. Образовавшаяся смесь флюидов засасывается приемным модулем 5 и центробежным насосом 4 под давлением поднимается через полость подпакерной трубы 36, хвостовик 35, центральный канал муфты перекрестного течения 27 и патрубок 34, поступает через эксцентричный проточный канал 31 муфты 30 в проточный канал 26 скважинной камеры 25, затем через муфту 29 поднимается по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.

Использование предложенных вариантов однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной позволит значительно повысить эффективность эксплуатации скважин за счет регулирования потока флюида из одного пласта. Предлагаемая технология одновременно-раздельной добычи флюида соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.

1. Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины и установленный выше нижнего пласта, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, и стыковочный узел, сообщающийся через ствол пакера с заборщиком флюида из нижнего пласта, отличающаяся тем, что погружной электропривод центробежного насоса расположен выше верхнего пласта, а пакер выполнен с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, при этом стыковочный узел содержит телескопически сопрягаемые штуцер, установленный на стволе пакера, и ниппель, пристыкованный к хвостовику, последний присоединен к торцу электропривода центробежного насоса, соединенного со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а в стенке хвостовика выше датчиков телемеханической системы выполнены проточные отверстия, сообщающие надпакерное пространство с нижним пластом скважины, при этом хвостовик снабжен центратором, обеспечивающим сопряжение стыковочного узла, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.

2. Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, муфту перекрестного течения потоков флюида, сообщающуюся радиальными каналами с верхним пластом скважины, и хвостовик, отличающаяся тем, что установка содержит скважинную камеру с эксцентричным проточным каналом, в которой размещен регулировочный клапан с датчиками телемеханической системы, установленный снаружи эксцентричного проточного канала камеры, соединенной, с одной стороны, муфтой с проточным каналом, сообщающим эксцентричный проточный канал камеры с полостью колонны лифтовых труб, и, с другой, муфтой, соединенной надпакерной трубой со стволом пакера и выполненной по меньшей мере с двумя эксцентричным проточными каналами, один из которых сообщает эксцентричный проточный канал камеры с выходом центробежного насоса через хвостовик и патрубок, сопряженный с центральным каналом муфты перекрестного течения и образующий со стволом пакера коаксиальный канал, сообщающийся с радиальными каналами муфты перекрестного течения, последняя присоединена к нижнему торцу ствола пакера, и подпакерную трубу, соединяющую центробежный насос с муфтой перекрестного течения, а другим эксцентричным проточным каналом муфта сообщает пространства выше и ниже пакера через запорное седло регулировочного клапана, коаксиальный канал и радиальные каналы муфты перекрестного течения, при этом пакер выполнен с кабельным вводом и опорным якорным устройством, и установлен в обсадной трубе скважины на уровне ниже верхнего пласта скважины, а погружной электропривод центробежного насоса расположен на уровне выше нижнего пласта скважины и соединен со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования.

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 неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин с двумя горизонтальными стволами. Технический результат - повышение надежности конструкции для многостадийного разрыва пластов в горизонтальных стволах.

Группа изобретений относится к внутрискважинным системам регулирования расхода текучей среды двустороннего действия и может быть применена для регулирования притока пластовых текучих сред и выходного потока текучих сред нагнетания.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в скважинном эксплуатационном оборудовании. Оборудование включает эксплуатационную колонну и узел со скользящей муфтой.

Группа изобретений относится к оборудованию, используемому в работах, выполняемых в подземных скважинах и, в частности, к регулированию притока пластовых текучих сред и выпуска нагнетаемых текучих сред с сопротивлением потоку, зависящим от направления.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к впускному устройству (1) для регулирования потока текучей среды между коллектором (2) углеводородов и эксплуатационной обсадной колонной в скважине.

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 подземному скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб. Клапан включает соединенную с обоих концов с насосно-компрессорными трубами муфту с боковым отверстием, куда встроен корпус клапана с перепускным отверстием. Корпус выполнен в виде ступенчатого цилиндра, и в нем последовательно соосно размещены гайка с центральным ступенчатым отверстием и острой торцевой кромкой, подпружиненный золотник с продольными каналами по периферии, уплотнительной прокладкой и запорным элементом в виде болта с коническим наконечником. Причем золотник с уплотнительной прокладкой имеет возможность взаимодействовать с торцевой кромкой гайки, а запорный элемент, одновременно удерживающий уплотнительную прокладку на золотнике, при запирании перепускного отверстия корпуса ограничивает ход золотника и дальнейшее сжатие пружины. При этом корпус с наружной стороны снабжен нижней и верхней вертикальными косынками. Золотник, пружина и запорный элемент клапана выполнены из нержавеющего материала, а уплотнительная прокладка изготовлена из полиуретана. Технический результат заключается в повышении эффективности работы устройства для перепуска газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх