Способ эксплуатации малодебитной скважины



Способ эксплуатации малодебитной скважины
Способ эксплуатации малодебитной скважины

 


Владельцы патента RU 2592590:

Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (ООО "РН-УфаНИПИнефть") (RU)

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 области добычи нефти, а именно к механизированной добыче нефти из малопродуктивных пластов.

Известен способ добычи нефти, включающий спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах (НКТ)в обсадную колонну выше продуктивного пласта и соединение с хвостовыми трубами, которые опускают до забоя и откачивают обводненную нефть через обратный клапан, размещенный на нижнем конце хвостовых труб (Патент РФ №2065026 E21B 43/00, БИ №22, 10.08.1996).

Недостатком данного способа является то, что он предназначен исключительно для добычи обводненной нефти из средне- и многодебитных скважин.

Наиболее близок по выполнению технологических операций способ эксплуатации малодебитной скважины, заключающийся в периодическом накоплении и последующей ее откачке глубинным насосом по насосно-компрессорным трубам жидкости в цикле накопления в затрубном пространстве накапливают газ, а в период откачки жидкости его перепускают в насосно-компрессорные трубы, поддерживая при этом в затрубном пространстве давление газа, равное давлению насыщения, причем в период накопления жидкости перепуск газа прекращают (а.с. №1488440 E21/B 43/00, БИ №23, 23.06.89).

Однако по данному способу возможна эксплуатация скважины лишь в периодическом режиме, режим непрерывной откачки недоступен.

Решаемой задачей предлагаемого способа является обеспечение работы скважины, добывающей нефть из малопродуктивных пластов, в непрерывном режиме.

Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации малодебитной скважины путем периодического сообщения затрубного пространства с полостью насосно-компрессорных труб согласно изобретению 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, причем верхнюю часть, упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.

Сущность способа эксплуатации малодебитной скважины заключается в том, что при снижении динамического уровня до уровня клапана открывается гидравлический канал, связывающий затрубное пространство с полостью НКТ, и часть жидкости из полости НКТ изливается в затрубное пространство, предотвращая снижение динамического уровня до приема глубинного насоса.

Осуществление способа показано на фиг. 1 и 2:

Фиг. 1. Эксплуатация при закрытом клапане.

Фиг. 2. Эксплуатация при открытом клапане.

Показаны следующие позиции:

1 - насосно-компрессорные трубы

2 - глубинный насос

3 - клапан

4 - динамический уровень

5 - клапанная коробка

6 - запорный орган

7 - гидравлический канал

8 - отверстия

9 - газожидкостная смесь

10 - затрубное пространство.

Способ эксплуатации малодебитных скважин осуществляется следующим образом.

Запорный орган может быть изготовлен из пустотелой прочной пластмассы. Размеры элементов клапана определяются для каждого конкретного условия скважины отдельно. Важно, что клапан открывает и закрывает канал сообщения в зависимости от величины динамического уровня.

Насосно-компрессорные трубы 1 над глубинным насосом 2 оборудуют клапаном 3 выше динамического уровня жидкости 4, выполняют клапан 3 в форме цилиндра, и располагают его параллельно оси насосно-компрессорных труб 1. Клапан 3 состоит из клапанной коробки 5 и запорного органа 6, причем через верхнюю часть упомянутой клапанной коробки 5 гидравлическим каналом 7 насосно-компрессорные трубы 1 сообщают с затрубным пространством 10, а запорный орган 6 клапана 3 выполняют из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти. Отверстия 8, выполненные на днище и на крышке клапанной коробке 5, обеспечивают плавучесть запорного органа 6 при превышении динамического уровня 4 выше места установки клапана 3, закрывая канал 7, тем самым обеспечивая работу насоса в штатном режиме и посадку запорного органа 6 на днище клапанной коробки 5 при опускании динамического уровня 4 ниже места установки клапана 3 для поддержания уровня жидкости на приеме насоса изливом жидкости из труб 1 в затрубное пространство 10. В противном случае, при отсутствии жидкости на прием насоса, происходит неизбежный выход из строя насосной установки из-за перегорания электродвигателя, если это электроцентробежный насос или заклинивания плунжерной пары штангового насоса.

При динамическом уровне 4 жидкости в затрубном пространстве выше места расположения клапана 3 его запорный орган 6, вследствие плотности его материала ниже плотности добываемой жидкости, находится в верхнем положении, закрывая гидравлический канал 7 в клапанной коробке 5, что позволяет глубинному насосу 2 прокачивать (перепускать) газожидкостную смесь через насосно-компрессорные трубы 1 в штатном режиме.

Малый дебит скважины не позволяет постоянно обеспечивать высокий динамический уровень 4. Вследствие малодебитности скважины в процессе откачки глубинным насосом 2 газожидкостной смеси 9 динамический уровень 4 снижается. Как только динамический уровень 4 достигает отметки ниже уровня крепления клапана 3, запорный орган 6 клапана 3 перемещается в нижнее положение. Часть газожидкостной смеси через гидравлический канал 7 клапанной коробки 5 перепускают в затрубное пространство 10, обеспечивая тем самым достаточный динамический уровень 4 для нормальной работы насоса. Этим предотвращается дальнейшее снижение до приема глубинного насоса 2.

Далее цикл повышения и понижения динамического уровня 9 жидкости повторяется, глубинный насос 2 работает в непрерывном режиме, обеспечивая добычу нефти из малопродуктивных пластов.

Технико-экономические преимущества заявляемого способа: предотвращается снижение до приема глубинного насоса, что позволяет осуществлять непрерывную эксплуатацию малодебитной скважины, снижаются риски выхода из строя глубинного насоса, повышается дебит скважины, улучшаются технико-экономические показатели эксплуатации скважины.

Способ эксплуатации малодебитной скважины путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством, отличающийся тем, что 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, причем верхнюю часть упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.



 

Похожие патенты:

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.
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 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