Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами



Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами
Способ адаптивного автоматического управления газовыми и газоконденсатными скважинами

 


Владельцы патента RU 2591870:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук (RU)

Изобретение относится к области добычи газа и может быть применено для управления режимами работы газодобывающей скважины. Управление режимами работы газодобывающей скважины формируют на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющим регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом uкв. При этом адаптивный регулятор имеет закон регулирования

,

где kИ, kД - коэффициенты соответственно интегральной и пропорциональной составляющих ПИД закона регулирования, kП(t) - общий коэффициент передачи, который изменяется в соответствии с уравнениями:

kП(t)=kн+γy(t),

Tay′(t)+y(t)=uПИДа,кв(t),

где время фильтрации Та рассчитывается в условных единицах, а kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора. Технический результат заключается в повышении ресурса технических средств элементов автоматики. 11 ил.

 

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к способам управления режимами работы газодобывающей скважины.

Известен способ управления режимами работы газовой скважины, в котором добычу газа осуществляют с ограничением отбора газа, поступающего из межтрубного пространства, путем дросселирования с поддержанием постоянного перепада давления с помощью автоматического управляющего комплекса, в котором анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебет скважины в соответствии с определенной зависимостью с учетом фильтрационных сопротивлений скважины (см., например, патент RU №345266, A1 01.01.1972).

Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что он не обеспечивает оптимальный уровень управления режимами работы и имеет невысокий ресурс технических средств элементов автоматики.

В качестве прототипа выбран способ для управления потоками в скважине, описанный в патенте RU №2513942 С2, 27.01.2014.

В известном способе для управления режимами работы газовой скважины с ограничением отбора газа, поступающего из межтрубного пространства, путем дросселирования с поддержанием постоянного перепада давления с помощью автоматического управляющего комплекса, анализируют полученные данные и подают команды на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебет скважины в соответствии с определенной зависимостью и с учетом фильтрационных сопротивлений скважины.

Достоинством прототипа является более высокая точность поддержания постоянства выходных потоков.

Недостатком прототипа, так же, как и аналога, является невысокий ресурс технических средств элементов автоматики. Кроме того, в процессе эксплуатации газовой скважины меняются физические характеристики добываемого из скважины газа, меняется давление газа и расход (дебет) скважины. Это требует перенастройки системы управления добычей газа. В аналоге и прототипе это не предусмотрено.

Задачей изобретения является повышение ресурса технических средств элементов автоматики.

Техническим результатом изобретения является оптимизация адаптивной системы автоматического управления газодобывающей скважины с поддержанием требуемой высокой точности давления выходного газа в условиях изменяющегося расхода газа и изменяющихся параметров самой газодобывающей скважины и обеспечение высокого ресурса технических средств элементов автоматики.

Технический результат достигается за счет того, что в способе управления режимами работы газовой скважины с ограничением отбора газа, поступающего из межтрубного пространства, путем дросселирования с поддержанием постоянства перепада давления с помощью автоматического управляющего комплекса, в котором анализируют полученные данные и подают команды на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебет скважины в соответствии с определенной зависимостью с учетом фильтрационных сопротивлений скважины, согласно изобретению управление режимами работы газодобывающей скважины формируют на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющий регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом uкв, при этом адаптивный регулятор имеет закон регулирования

,

где kИ, kД - коэффициенты соответственно интегральной и пропорциональной составляющих ПИД закона регулирования, kП(t) - общий коэффициент передачи, который изменяется в соответствии с уравнениями:

kП(t)=kн+γy(t),

Tay′(t)+y(t)=uПИДа,кв(t),

где время фильтрации Та рассчитывается в условных единицах, а kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора.

Управление режимами работы газодобывающей скважины на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющим регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом икв, при котором адаптивный регулятор имеет закон регулирования ,

где kИ, kД - коэффициенты соответственно интегральной и пропорциональной составляющих ПИД закона регулирования, kП(t) - общий коэффициент передачи, который изменяется в соответствии с уравнениями:

kП(t)=kн+γy(t),

Tay′(t)+y(t)= uПИДа,кв(t),

где время фильтрации Та рассчитывается в условных единицах, а kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора, позволяет поддерживать требуемую высокую точность давления выходного газа в условиях изменяющегося расхода газа и изменяющихся параметров самой газодобывающей скважины и обеспечивает высокий ресурс технических средств элементов автоматики.

Изобретение иллюстрируется 11 фигурами.

На фиг. 1 изображена структурная схема газодобывающей скважины.

Фиг. 2 демонстрирует принципиальную структурную схему управляющих звеньев.

На фиг. 3 представлено: (график а) изменение uим - сигнала управления исполнительным механизмом регулирующего клапана при воздействии обычного адаптивного ПИД-регулятора; переходной процесс изменения давления Рк (график b) с дискретизацией 0,01 с в реальном времени t, с.

На фиг. 4 имеется график, аналогичный фиг. 3, переходного процесса при использовании обычного адаптивного ПИД-регулятора с дискретизацией 5 с в реальном времени t, с.

На фиг. 5 виден переходной процесс при измененных параметрах: uим - сигнала управления исполнительным механизмом (график а); обычного адаптивного ПИД-регулятора и переходной процесс изменения давления Рк (график b) с дискретизацией 0,01 с в реальном времени t, с.

На фиг. 6 имеется переходной процесс изменения давления рЗПА до заданного значения давления ркз=10 (график b) при начальном uим=0 график (а). Настройки ПИД-регулятора те же, что и на фиг. 5. Временной квантователь работал с дискретизацией 5 с.

На фиг. 7 - переходные процессы в реальном времени: (а) для uим при отработке давления (b) рЗПА с измененными параметрами обычного ПИД-регулятора.

На фиг. 8 имеется структурная схема устройства адаптивного управления с ПИД-регулятором, с предлагаемым в данной заявке законом управления.

На фиг. 9 дается представление о переходном процессе изменения давления в коллекторе скважины до заданного значения в системе, в которой обычный адаптивный ПИД-регулятор заменен предлагаемым адаптивным регулятором: а) uим - сигнал управления исполнительным механизмом регулирующего клапана; b) Рпд - призабойное давление uим - сигнал управления исполнительным механизмом регулирующего клапана; с) общий коэффициент передачи kп. Процесс показан в реальном времени t, с.

На фиг. 10 показан переходной процесс в реальном времени t, с, аналогичный фиг. 9, при отработке давления рк(b) в коллекторе с другими значениями uим(а), kп(с).

На фиг. 11 представлен переходные процессы изменения давления рк(b) в коллекторе аналогичный фиг. 9 и 10 при измененных начальных значениях uим(а), kп(с).

Оптимальная система адаптивного автоматического управления газовых и газоконденсатных скважин устроена следующим образом. Поток газа 1 (фиг. 1) из скважины проходит через регулирующий клапан 2, который связан с исполнительным механизмом 3. Последний находится под воздействием реле времени с задержкой включения (РВЗВ) 4 адаптивного регулятора 5 и сглаживающего фильтра 6. В свою очередь, сглаживающий фильтр 6 сочленен с блоком сравнения 7, реагирующего на сигнал с датчика давления 8, находящегося в потоке газа в (коллекторе) 9 после регулирующего клапана и задатчика давления 10. После регулирующего клапана 2 газ поступает в блок переключающей аппаратуры 11. Регулирующий клапан 2 может изменять проходное сечение и, тем самым, изменять количество газа, проходящего по коллектору.

Адаптивный регулятор 5, в свою очередь, содержит блок адаптации 12 (фиг. 2), блок вычисления ПИД закона управления 13 и фильтр 14. Первым входом блока адаптации 12 является сигнал адаптивного регулятора 5. Выход блока адаптации 12 соединен с входом блока вычисления ПИД - закона управления 13. Выход блока вычисления ПИД - закона управления 13 является выходом адаптивного регулятора 5 и соединен с входом фильтра 14. Выход фильтра 14 подключен ко второму входу блока адаптации 12. Переходные процессы моделировались при различных параметрах обычной системы регулирования с различными параметрами системы управления и при изменении времени дискретизацией дискредитации (фиг. 4, 5, 6, 7).

Управление системой с адаптивным регулятором с законом регулирования

осуществляется на основе структурной схемы, согласно фиг. 8. Общий коэффициент передачи kП(t) изменяется в соответствии с уравнениями:

kП(t)=kн+γy(t),

Tay′(t)+y(t)=uПИДа,кв(t),

где Ta>50 условных единиц,

kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора, a y(t) - оценка положения исполнительного механизма.

Фигуры 9, 10, 11 дают наглядное представление о том, что переходные процессы проходят более гладко, отсутствуют колебания, а число включений становится на несколько порядков меньше при использовании предлагаемого оптимального адаптивного ПИД-регулятора.

В описании изобретения приняты следующие обозначения:

Рпд - призабойное давление;

Ρс - давление газа перед регулирующим клапаном;

Рк - давление газа после регулирующего клапана;

Ρкз - задание на давление газа;

Pзпа - давление газа во входном коллекторе ЗПА;

qc - расход газа из скважины

qк - расход газа после регулирующего клапана;

uим - сигнал управления исполнительным механизмом регулирующего клапана.

Способ адаптивного автоматического управления газовых и газоконденсатных скважин действует следующим образом. Задатчик давления 10 (фиг. 1, 2) вырабатывает требуемое значение давления газа в коллекторе. В блоке сравнения 7 происходит сравнение заданного значения давления с текущим значением, генерируемым в датчике 8, давления в коллекторе, которое поступает с датчика давления 8, измеряющего давление в коллекторе 9. Сигнал рассогласования (ошибки), полученный в блоке сравнения 7, поступает на сглаживающий фильтр 6, в котором сглаживаются шумы измерения датчика давления 8. Отфильтрованный сигнал рассогласования поступает на вход адаптивного регулятора 5, который вырабатывает сигнал управления. Сигнал управления с выхода адаптивного регулятора 5 поступает на временной квантователь 4, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала в течение заданного периода (кванта) времени. Квантованный управляющий сигнал с выхода временного квантователя 4 поступает на исполнительный механизм 3, который, воздействуя на регулирующий клапан 2, меняет количество газа поступающего в коллектор 9.

Оценка эффективности оптимальной системы адаптивного автоматического управления газовых и газоконденсатных скважин проводилась на основе сопоставления с известным автоматическим управляющим комплексом прототипа. Так, на фиг. 3 представлен переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе скважины от значения рЗПА, соответствующего uим=0, до заданного значения давления ркз=20. В качестве регулятора использовался ПИД-регулятор с передаточной функцией вида

w р е г ( р ) = k П ( 1 + k И p + k Д р ) ,

где kП=0,019, а kИ=0,1, kД=2.

Временной квантователь работал с дискретизацией 0.01 с. При этом число изменений uим, равнялось 110, интегральная ошибка - 3615, время установления давления - 78 с, коэффициент перерегулирование составил - 1,47.

Фиг. 4 показывает как изменится переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе скважины от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=20. В качестве регулятора использовался также ПИД-регулятор с настройками kП=0,016, а kИ=0,09, kД=2. Временной квантователь работал с дискретизацией 5 с. При этом число изменений uим равнялось 13, интегральная ошибка - 4463, время установления давления - 88 с, коэффициент перерегулирование - 1,27.

Из сравнения переходных процессов фиг. 3 и фиг. 4 видно, что введение в контур управления временного квантователя позволяет, существенно уменьшив число включений исполнительного органа, практически не ухудшить качественные показатели работы ПИД систем управления.

Моделируется работа системы управления с ПИД-регулятором с постоянными настройками при различных значениях технологических параметров.

На фиг. 5 - переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе скважины от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=30. Регулятором был ПИД-регулятор с настройками kП=0,018, а kИ=0,08, kД=2,4. Временной квантователь работал с дискретизацией 5 с.

На фиг. 6 - переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе скважины от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=10. Настройки ПИД-регулятора те же, что и на процессах фиг. 5, т.е. kП=0,018, а kИ=0,08, kД=2,4. Временной квантователь работал с дискретизацией 5 с. Из фиг. 6 следует, что при сохранении настроек регулятора в переходном процессе возникают колебания и качество системы управления становится хуже.

На фиг. 7 переходной процесс отработки давления рк в коллекторе скважины при ркз=10. В этом случае с целью обеспечения устойчивости в контуре управления настроечные параметры регулятора были взяты равными kП=0,005, а kИ=0,09, kД=2,2. Таким образом, для сохранения качества регулирования нужно менять общий коэффициент усиления в регуляторе.

Из графиков фиг. 3-7 можно сделать два вывода:

1) введение квантования по времени практически не ухудшило качественных показателей работы рассмотренной системы управления в сравнении с качественными показателями работы обычного ПИД-регулятора с высокой частотой изменения сигнала управления;

2) при уменьшении давления газа в коллекторе существенным образом меняются параметры технологического объекта управления, которые при постоянстве настроек регулятора приводят к потере устойчивости системы управления.

Из первого вывода следует целесообразность введения в состав системы управления временного квантователя, наличие которого из-за существенного уменьшения числа включений исполнительного механизма, позволит многократно увеличить его ресурс. Из второго вывода следует необходимость использования в контуре управления адаптивного регулятора, который мог бы в процессе эксплуатации технологического процесса оценивать изменяющиеся параметры и по результатам оценок оптимальным образом корректировать настройки регулятора с тем, чтобы во всех возможных режимах работы скважины гарантированно обеспечить устойчивое и качественное регулирование.

Адаптивное управление осуществлялось на основе модели фиг. 8, в которой обычный ПИД-регулятор заменен адаптивным регулятором с законом регулирования

общий коэффициент передачи kП(t), в котором изменяется в соответствии с уравнениями:

Tay′(t)+y(t)=uПИДа,кв(t),

где Та>50 условных единиц,

где kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора, a y(t) - оценка положения исполнительного механизма.

На фиг. 8 изображена блок-схема адаптивного ПИД-регулятора, который входит в качестве регулятора в блок-схему фиг. 1.

Проверка использования блока адаптации проводилась на основе моделирование его работы при различных значениях технологических параметров.

На фиг. 9 изображен переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе скважины от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=10. Начальное значение kн=0,0024, конечное значение, найденное в режиме адаптации, kП(t)=kн+γuПИДа(t)=0,005125. На верхнем графике фиг. 9 изображен сигнал управления uим, на среднем - давления рк, на нижнем - изменение в переходном процессе общего коэффициента регулятора kП(t). Из графиков фиг. 9 следует, что процесс, который при настройках, соответствующих фиг. 6, был неустойчив, за счет адаптации стал не только устойчивым, но и достаточно качественным.

Время переходного процесса фиг. 9 составляет примерно 170 условных единиц, в то время как оптимально настроенный процесс фиг. 7 длился примерно 200 условных единиц.

На фиг. 10 - переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе куста скважин от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=20. Начальное значение kн=0,0024, конечное значение, найденное в режиме адаптации, kП(t)=kн+γua(t)=0,01115. На верхнем графике фиг. 10 - сигнал управления uим, на среднем - давление рк, на нижнем - изменение в переходном процессе общего коэффициента регулятора kП(t). Процессы адаптивного управления, имеющиеся на фиг. 10, в этом случае несколько уступают по быстродействию процессам фиг. 4, т.к. в случае фиг. 4 общий коэффициент усиления kП в начальный момент переходного процесса выбирался из расчета высокого быстродействия системы управления и равнялся 0,016, в то время как в случае адаптивного управления начальное значение kП(0)=0,0024, которое затем в процессе работы увеличилось примерно в 5 раз.

На фиг. 11 - переходной процесс при отработке давления рк в коллекторе куста скважин от значения рЗПА при uим=0 до заданного значения давления ркз=30. Начальное значение kн=0,0024, конечное значение, найденное в режиме адаптации, kП(t)=kн+γua(t)=0,0185. На верхнем графике фиг. 11 - сигнал управления uим, на среднем - давление рк, на нижнем - изменение в переходном процессе общего коэффициента регулятора kП(t). Процессы адаптивного управления, как и в предыдущем случае, по быстродействию несколько уступают аналогичным процессам фиг. 5 по тем же причинам, о которых говорилось для случая фиг. 10.

Таким образом, введение в состав системы управления газодобывающей скважиной адаптивного регулятора позволило обеспечить высокую эффективность работы этой системы на всех режимах стабилизации давления в коллекторе скважины. Имеет место оптимизация адаптивной системы автоматического управления газодобывающей скважины с поддержанием требуемой высокой точности давления выходного газа в условиях изменяющегося расхода газа и изменяющихся параметров самой газодобывающей скважины и обеспечение высокого ресурса технических средств элементов автоматики.

Способ управления режимами работы газовой скважины с ограничением отбора газа, поступающего из межтрубного пространства, путем дросселирования с поддержанием постоянства перепада давления с помощью автоматического управляющего комплекса, в котором анализируют полученные данные и подают команды на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины в соответствии с определенной зависимостью с учетом фильтрационных сопротивлений скважины, отличающийся тем, что управление режимами работы газодобывающей скважины формируют на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющим регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом uкв, при этом адаптивный регулятор имеет закон регулирования

где kИ, kД - коэффициенты соответственно интегральной и пропорциональной составляющих ПИД закона регулирования, kП(t) - общий коэффициент передачи, который изменяется в соответствии с уравнениями:
kП(t)=kн+γy(t),

где время фильтрации Та рассчитывается в условных единицах, а kн>0 и γ>0 - настраиваемые параметры адаптивного регулятора.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.

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.

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.

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти из малопродуктивных пластов. Способ осуществляется путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством. Насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти. Верхнюю часть упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством. Технический результат заключается в обеспечении непрерывной эксплуатации малодебитной скважины. 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта. Технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы. Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома с добавлением КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ. Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к скважинному гидравлическому насосу для обеспечения давления текучей среды во время скважинных работ. Технический результат - повышение гидравлической мощности скважинного гидравлического насоса. Насос содержит корпус, кулачковый вал. Кулачковый вал расположен с возможностью вращения в корпусе насоса и имеет продольную ось вращения. Кулачковый вал содержит собственно вал с кулачковым выступом. Радиально кулачковому валу расположен поршень. Он имеет корпус, расположенный в корпусе насоса. Корпус насоса имеет впускной клапан, расположенный во впускном отверстии, и выпускной клапан, расположенный в выпускном отверстии. Имеется пружина, расположенная в корпусе насоса для перемещения поршня относительно корпуса. Корпус поршня имеет возможность вращения вокруг оси вращения корпуса, параллельной продольной оси вращения кулачкового вала. 19 з.п. ф-лы, 8 ил.
Группа изобретений относится к системе регулирования сопротивления потоку, предназначенной для использования в подземной скважине. Причем указанная система может содержать средство, установленное с возможностью перемещения под действием потока многокомпонентного флюида. Причем при изменении соотношения целевого флюида к нежелательному флюиду в указанном многокомпонентном флюиде происходит изменение сопротивления потоку многокомпонентного флюида. Другая система может содержать средство, установленное с возможностью вращения под действием потока многокомпонентного флюида. Причем предусмотрен переключатель потока флюида, выполненный с возможностью отклонения указанного многокомпонентного флюида относительно по меньшей мере двух проточных линий. Также настоящее изобретение относится к способу регулирования сопротивления потоку в подземной скважине, который может предусматривать перемещение указанного средства под действием потока многокомпонентного флюида и изменение сопротивления потоку многокомпонентного флюида в ответ на изменение соотношения целевого флюида к нежелательному флюиду в указанном многокомпонентном флюиде. В системах регулирования сопротивления потоку могут быть использованы разбухающие материалы и элементы с аэродинамическим профилем. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования сопротивления потоку. 11 н. и 50 з.п. ф-лы, 27 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией. Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, согласно изобретению дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75 , флотореагент оксаль Т-92 25-98. Технический результат - расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов. 2 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.
Наверх