Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной добычи и закачки. Установка содержит две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру. В качестве насоса использован электроцентробежный насос. Устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса. Между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости. Клапан на линии закачиваемой жидкости закачки расположен ниже пакера, который входит в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства. Технический результат - повышение надежности и безопасности эксплуатации установки, упрощение ее демонтажа и обеспечение возможности добычи нефти в большем объеме. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Известно устройство для одновременно-раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт [Патент №2297521 RU, E21B 43/14, опубликовано 20.04.2007], содержащее перфорированную обсадную колонну в интервале от продуктивного до нагнетательного пласта, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), перфорированную в интервале от обводненной части продуктивного пласта до нагнетательного пласта, пакер, верхний и нижний (нижний насос перевернут) насосы, камеронакопитель, хвостовик и обратный клапан.

Недостатками данной установки является сложность обеспечения оптимальных по производительности режимов работы верхнего и нижнего насосов, т.к. дебиты разделенных на составляющие нефти и воды являются переменными величинами, которые зависят от свойств нефтяного пласта. Кроме того, поток жидкостей раздваивается на потоки с неопределенным соотношением: один движется в скважине, а другой вне насосно-компрессорных труб, в результате чего возможна закачка нижним электроцентробежным насосом нижнего пласта водонефтяной смеси.

Известна установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине [патент на ПМ №131075 RU, E21B 43/14, опубл. 10.08.2013], содержащая устьевую арматуру, штанговый насос, две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, расположенные коаксиально с образованием кольцевого зазора, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, размещенное ниже насоса, термобарокомпенсатор и клапан для проведения операции глушения, установленный на линии закачки жидкости в пласт между устройством для разделения потоков и пакером. В установке отбор жидкости осуществляется по внутреннему каналу колонны НКТ меньшего диметра, а закачка - по кольцевому зазору между колоннами НКТ.

Недостатками данной установки являются ограниченная производительность применяемого штангового глубинного насоса, недостаточная герметичность изоляции пластов из-за возможности осевого перемещения пакера, снижающего надежность и безопасность эксплуатации установки, а также сложность демонтажа установки в случае прихвата пакера.

Установка по патенту №131075 RU является наиболее близкой по технической сущности к заявляемой и принята за прототип.

Настоящее изобретение направлено на повышение надежности и безопасности эксплуатации установки, упрощение ее демонтажа и обеспечение возможности добычи нефти в большем объеме.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в установке для одновременно-раздельной добычи и закачки, содержащей две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру, согласно изобретению в качестве насоса использован электроцентробежный насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса, а между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, при этом клапан на линии закачки расположен ниже пакера, входящего в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства.

Противополетные устройства могут быть выполнены в виде якорей, а промывочное устройство - в виде переводника.

Для опрессовки НКТ меньшего диаметра между насосом и устройством для разделения потоков может быть дополнительно установлен клапан, совмещающий функцию сливного и обратного клапанов.

Наличие переводника позволяет проводить промывку пакера в случае его прихвата, а разъединители колонн в этом случае облегчают демонтаж установки.

На чертеже. показана заявляемая установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине.

Установка содержит устьевую арматуру (не показана), две колонны коаксиально установленных НКТ большего 1 и меньшего 2 диаметра, трубы грузонесущие 3, насос 4 электроцентробежного типа, развилку 6, герметизирующее устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости 14 и пакер 8 для разобщения продуктивного 9 и нагнетательного 10 пластов. Применение электроцентробежного насоса (ЭЦН), обладающего высокими КПД и производительностью, способствует увеличению добычи нефти по сравнению со штанговым. К тому же электроцентробежные насосы меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины, что увеличивает ресурс работы установки. Ниже ЭЦН 4 размещен узел перемещения 7, который соединен трубами грузонесущими 3 с развилкой 6, расположенной выше ЭЦН 4 на уровне устройства для разделения потоков 14. Узел перемещения 7 предназначен для компенсации длины установки при монтаже, а также для направления потока закачиваемой жидкости в нижний пласт. Наличие узла перемещения 7 сокращает время монтажа установки. В скважине между продуктивным 9 и нагнетательным 10 пластами размещена пакерная компоновка, образованная последовательно установленными разъединителем колонн 12, верхним якорем 11, разъединителем колонн универсальным 13, нижним якорем 11, переводником безопасным 15 и пакером 8. Переводник 15 позволяет проводить промывку пакера в случае его «прихвата», а противополетные устройства в виде верхнего и нижнего якорей 11 удерживают пакер 8 от перемещения вверх при создании под ним перепада давления, что обеспечивает герметичность изоляции пластов. Разъединители колонн 12 и 13 облегчают извлечение компоновки из скважины. Для предотвращения попадания закачиваемой жидкости в отбираемую жидкость в верхней части установки размещено герметизирующее устройство 14, состоящее из штока, на котором расположен уплотнительный узел. Над ЭЦН 4 вмонтирован клапан 5, служащий для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра 2 и устройства для разделения потоков 14, а также для слива пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб меньшего диаметра 2 при подъеме центробежного насоса 4 на поверхность. Для возможности опрессовки пакера 8 и колонны насосно-компрессорных труб большего диаметра 1 предназначен клапан 16, установленный под пакером 8. Проведение опрессовок гарантирует герметичность смонтированной установки и, как следствие, повышает ее надежность и безопасность эксплуатации.

Монтаж установки производится за две спускоподъемные операции (СПО). Во время первой СПО производится монтаж клапана 16, пакера 8, переводника безопасного 15, якорей 11, разъединителей колонн 13 и 12, узла перемещения 7, ЭЦН 4, труб грузонесущих 3 с установкой их параллельно ЭЦН 4, клапана 5, развилки 6, колонны НКТ большего диаметра 1. Во время второй СПО производится спуск НКТ меньшего диаметра 2 с устройством для разделения потоков 14 и его посадка. Такая последовательность монтажа и конструкция устройства для разделения потоков 14 позволяют поднимать колонну НКТ 2 меньшего диаметра без подъема НКТ 1 большего диаметра.

Установка работает следующим образом.

После опрессовки НКТ 1 большего диаметра, пакера 8 и создания перепада давления над и под клапаном 16 открывается канал для закачки жидкости в нагнетательный пласт 10. Через устьевую арматуру сверху подается жидкость (светлые стрелки), которая попадает в кольцевой зазор между НКТ большего 1 и меньшего 2 диаметра и последовательно проходит через развилку 6, грузонесущие трубы 3, узел перемещения 7, разъединитель колонн 12, якоря 11, разъединитель колонн универсальный 13, переводник безопасный 15, пакер 8, клапан 16 и закачивается в нагнетательный пласт 10.

Одновременно жидкость из продуктивного пласта 9 (темные стрелки) поднимается вверх и поступает через приемное устройство в ЭЦН 4, затем, проходя через открытый клапан 5 и устройство для разделения потоков 14, оказывается в НКТ меньшего диаметра 2, после чего через устьевую арматуру направляется в сборный коллектор.

Замена штангового насоса на центробежный позволяет увеличить добычу нефти в 3,5 раза, а также монтировать оборудование в более «сложных» по кривизне скважинах, одновременно увеличивая наработку центробежного насоса и снижая затраты на спускоподъемные операции.

Применение промывочных и противополетных устройств в пакерной компоновке повышает надежность и безопасность монтируемой системы.

Таким образом, предложенная компоновка обеспечивает повышение производительности установки, а также надежность и удобство ее эксплуатации за счет герметичности изоляции продуктивного и нагнетательного пластов и упрощения демонтажа.

1. Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки, содержащая две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру, отличающаяся тем, что в качестве насоса использован электроцентробежный насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса, а между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, при этом клапан на линии закачиваемой жидкости расположен ниже пакера, входящего в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что промывочное устройство выполнено в виде переводника, а противополетные устройства - в виде якорей, чередующихся с разъединителями колонн.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что между насосом и устройством для разделения потоков дополнительно установлен клапан, совмещающий функцию сливного и обратного.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для добычи нефти из нескольких пластов одной скважиной. Многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют бурение из основных вертикальных стволов добывающих скважин БГС. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважиной. Длину БГС определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола. В пропластке с наибольшим темпом обводнения бурят БГС с минимальной длиной, но не менее 50 м. В пропластке с наименьшим темпом обводнения бурят БГС соответственно с максимальной длиной, но не менее 100 м. Между пропластками в вертикальном стволе устанавливают профильные перекрыватели. В каждый БГС устанавливают перемещаемый пакер, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для разработки линзовидных зон подземного пласта. Дренажные скважины могут быть использованы для направления текучей среды к центральной эксплуатационной скважине в подземной скважинной системе. Подземные скважинные системы могут содержать эксплуатационную скважину, проходящую от поверхности земли; коллекторную область, сообщающуюся по текучей среде с эксплуатационной скважиной; причем коллекторная область является примыкающей к эксплуатационной скважине или содержит коллекторную скважину, пересекающуюся или сообщающуюся по текучей среде с эксплуатационной скважиной; и множество дренажных скважин, отходящих вбок от эксплуатационной скважины. Причем одна или более из дренажных скважин пересекаются или сообщаются по текучей среде с коллекторной областью, одна или более из дренажных скважин повторно пересекаются или сообщаются по текучей среде с эксплуатационной скважиной в точке над местом сообщения по текучей среде коллекторной области с эксплуатационной скважиной, или любую их комбинацию. Технический результат заключается в увеличении производительности добычи текучих сред из линзовидных зон подземного пласта. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной обработки пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта. Устройство включает пакер, разобщитель, содержащий ствол с радиальными каналами, золотник, размещенный в стволе напротив радиальных каналов ствола и закрепленный срезным элементом, опорное кольцо, установленное внутри ствола, седло золотника под запорный элемент, сбрасываемый в устройство при его работе. Золотник подпружинен вниз от опорного кольца ствола. При этом опорное кольцо оснащено внутренней кольцевой выборкой, а запорный элемент выполнен в виде штока, оснащенного наружным цилиндрическим выступом, на котором жестко размещен центратор-уплотнитель. Снизу шток оснащен наружной кольцевой проточкой, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо. При этом шток имеет возможность жесткой фиксации относительно ствола в опорном кольце при взаимодействии наружного цилиндрического выступа штока с седлом золотника с последующим ограниченным осевым перемещением штока и золотника вниз, сжимая пружину до размещения разрезного пружинного кольца штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола. Причем сверху шток оснащен головкой под захват штока ловильным инструментом, спускаемым в скважину на кабеле для расфиксации штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола и извлечения штока из устройства. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью. По способу выбирают скважину по обводненности и наличию нижележащего пласта. Выбранную скважину останавливают. Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы - НКТ. Устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами. Спускают последовательно два винтовых насоса. Нижний винтовой насос спускают ниже обводненного пласта. Верхний винтовой насос спускают в верхнюю часть НКТ. С помощью нижнего винтового насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта. Вытесняют нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть за счет обеспечения необходимой скорости закачки скважинной жидкости. Откачивают верхним винтовым насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти. При этом обеспечивают работу винтовых насосов на номинальной частоте 1500 об/мин. Работу каждого винтового насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной закачки жидкости в два пласта в одной скважине. Устройство включает корпус со сквозными и радиальными отверстиями и упором в нижней части, цилиндрическое седло, пружину, сбрасываемый в устройство при его работе запорный элемент. Цилиндрическое седло установлено напротив радиальных отверстий корпуса, а между цилиндрическим седлом и упором корпуса установлена пружина. Упор корпуса оснащен внутренней кольцевой выборкой. Запорный элемент выполнен в виде штока, оснащенного наружным цилиндрическим выступом, на котором жестко размещен центратор-уплотнитель. Снизу шток оснащен наружной кольцевой проточкой, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо. При этом шток имеет возможность жесткой фиксации относительно корпуса при взаимодействии наружного цилиндрического выступа штока с верхним торцом цилиндрического седла, с последующим ограниченным осевым перемещением вниз, сжимая пружину, штока и цилиндрического седла до размещения разрезного пружинного кольца штока во внутренней кольцевой выборке упора корпуса. Причем сверху шток оснащен головкой под захват штока ловильным инструментом, спускаемым в скважину на кабеле для расфиксации штока в корпусе и извлечения штока из устройства. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи скважинной жидкости из двух пластов с использованием одной скважины. Установка состоит из верхнего и нижнего электроцентробежных насосов, разделенных между собой пакером, привод которых осуществляется от двухстороннего погружного электродвигателя, расположенного между насосами на одном с ними валу выше пакера. Вал, посредством которого осуществляется передача крутящегося момента на нижний электроцентробежный насос, проходит сквозь пакер и центрируется в нем посредством подшипников скольжения. В процессе работы установки жидкость, отбираемая из нижнего пласта посредством нижнего электроцентробежного насоса, поднимается в надпакерное пространство через проходное сечение, расположенное в теле пакера. Для контроля работы установки и обеспечения ее эффективной эксплуатации в компоновке установки предусмотрены нижний и верхний блоки замеров, посредством которых осуществляется замер температуры, давления, дебита жидкости раздельно в под- и надпакерном пространствах, а также передача полученных данных с помощью радиосигнала на блок приема и передачи информации. Технический результат заключается в повышении надежности установки. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов. Насосная установка для эксплуатации пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов. Установка включает в себя устройство переключения пластов, которое в случае использования электроцентробежного насоса соединено с кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающимся на входном модуле, а в случае использования штангового насоса - с входом насоса. Устройство переключения пластов связано с одним пластом через обратный клапан, а с другим через клапан с отсекающим элементом в виде штока с уплотнениями или седельного клапана, приводящимся в движение электроприводом. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи пластов и повышении надежности установки. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах. Система для применения в многоствольной скважине содержит многоствольный скважинный комплект, размещенный в многоствольной скважине. Многоствольный скважинный комплект содержит Y-блок, содержащий защитный кожух и желоб встроенного байпаса, расположенный вдоль внешней части Y-блока, боковую колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую в боковой ствол многоствольной скважины, основную колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую в основной ствол многоствольной скважины, и верхнюю по стволу колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую вверх по скважине от Y-блока, и линию управления, расположенную в желобе встроенного байпаса и проложенную в боковой ствол без соединения внахлестку. При этом Y-блок дополнительно содержит верхний торцевой дивертор уплотнительного ствола, расположенный в защитном кожухе над переходником отверстия для обеспечения использования Y-блока для раздельного получения скважинного флюида из по меньшей мере одного из основного ствола и бокового ствола многоствольной скважины. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных скважин. Технический результат - повышение эксплуатационной надежности, обеспечение работоспособности установки при отборе скважинной продукции с высоким газовым фактором и увеличение добывных возможностей установки за счет упрощения насоса. Установка предназначена для скважины с обсадной колонной, двумя вскрытыми пластами и пакером, расположенным между вскрытыми пластами. Установка содержит поршень, цилиндр с нижним нагнетательным клапаном, нижним входным отверстием с всасывающим клапаном и верхними входными отверстиями, расположенными выше пакера и, соответственно, выше и ниже поршня. Поршень обеспечен возможностью возвратно-поступательного движения. При этом движение поршня вниз ограничено внутренним уступом. Предусмотрена колонна труб, на которой в скважину спущен штанговый насос. Выход его посредством колонны труб сообщен с устьем скважины, а через нижний нагнетательный клапан - с подпакерным пространством. При этом в верхней части цилиндра штангового насоса размещен заборно-нагнетательный клапан с возможностью возвратно-поступательного движения. Он жестко связан с колонной штанг посредством штока насоса. Длина его равна или больше длины хода насоса. В верхней части цилиндра штангового насоса размещен клапан удерживающий. Он содержит корпус с седлом и подвижный стакан-клапан, размещенный в полости корпуса клапана. Шток насоса проходит сквозь внутреннюю полость стакана-клапана с возможностью герметизации зазора между штоком насоса и внутренней полостью стакана-клапана. Нижняя часть стакана-клапана герметично взаимодействует с седлом, расположенным в нижней части корпуса клапана удерживающего, при ходе колонны штанг со штоком насоса вниз. 3 ил.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине. Обеспечивает возможность с помощью одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам и с помощью, по меньшей мере, одного измерительного устройства произвести замеры основных параметров закачки жидкости. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую воронку или хвостовик, нижний пакер, разъединитель, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости, устройство распределения закачки, верхний пакер, якорь, разъединитель, удлинитель. Вдоль погружного скважинного оборудования проложен контролирующий кабель (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) для измерения параметров закачиваемой жидкости. При необходимости измерения параметров закачиваемой жидкости извлекаемую часть устройства распределения закачки извлекают и изменяют диаметры штуцеров или, при необходимости отключения закачки какого-либо пласта, устанавливают соответствующую заглушку вместо штуцера. На корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка в виде канала для прокладки контролирующего кабеля от устройства для замера параметров закачиваемой жидкости, а также проточной канал диффузора выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр. Технический результат заключается в повышении эффективности устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной добычи и закачки. Установка содержит две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру. В качестве насоса использован электроцентробежный насос. Устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса. Между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости. Клапан на линии закачиваемой жидкости закачки расположен ниже пакера, который входит в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства. Технический результат - повышение надежности и безопасности эксплуатации установки, упрощение ее демонтажа и обеспечение возможности добычи нефти в большем объеме. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх