Способ эксплуатации высокообводненных скважин и система для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2601685:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Известно устройство добычи нефти (патент RU №2290497, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006), включающее два насоса, установленные на различных глубинах, в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже. Перфорацию обсадной колонны скважины проводят под пакером в пласте. Вход в верхний насос и вход в нижний насос, т.е. отверстия в колонне труб, соединяющих насосы, размещают вблизи насосов.

Известен способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины (патент RU №2394153, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.07.2010), включающий раздельную, благодаря пакеру, установленному между пластами, откачку нефти из продуктивного пласта на дневную поверхность с предварительным гравитационным разделением продукции в скважине на нефть и воду и закачку отделившейся воды в принимающий пласт, причем выше пакера, установленного выше продуктивного пласта, размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством, причем под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду, при этом отделенную нефть поднимают по межтрубному пространству и колонне труб с возможностью регулирования ее расхода на устье, а воду, контролируя ее количество, закачивают по межтрубному пространству в принимающий пласт за счет давления столба жидкости в скважине и избыточного давления, создаваемого насосом, причем интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды.

Известна установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2499133, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.11.2013), ближайшая по технической сущности к заявляемому устройству и принятая за прототип, содержащая электроцентробежный насос с дополнительной секцией, расположенной снизу погружного электродвигателя на одном валу с ним и имеющей канал в корпусе для выхода жидкости нижнего пласта в надпакерное пространство скважины, гидрозащиту, приемный патрубок для отбора жидкости нижнего пласта с пакером, установленным между верхним и нижним пластами, причем между приемным патрубком для отбора жидкости нижнего пласта и дополнительной секцией насоса установлена входная труба, которая заканчивается проходным плунжером и имеет перегородку, выше которой расположен канал для поступления расслоившейся попутно добываемой воды в приемную часть дополнительной секции насоса, а ниже перегородки расположен канал, сообщенный с каналом на выходе дополнительной секции с помощью плоской трубы, а приемный патрубок установки имеет в верхней части цилиндр, образующий с плунжером трубы пару трения и заканчивающийся воронкой-сепаратором, причем верхняя кромка воронки-сепаратора расположена выше канала поступления расслоившейся воды во входную трубу.

Известен способ добычи нефти (патент RU №2290497, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006, патентообладатель ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах, причем в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже, верхний насос устанавливают на максимальной высоте, соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, а общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти.

Однако известные аналоги недостаточно эффективны при работе в высокообводненных скважинах, т.к. не дают возможности индивидуального регулирования напорно-расходных характеристик (на различных частотах вращения вала насоса) закачки воды в нижележащий пласт и добычи нефти.

Применение заявленного способа позволяет раздельно эксплуатировать нижний насос, задавая ему необходимую большую производительность и напор из-за высокой обводненности скважины, и верхний насос с более низкими характеристиками, чем у нижнего, из-за небольшого дебита нефти. То есть валы этих двух насосов будут вращаться на разных частотах.

Существенными отличиями заявляемого изобретения от прототипа являются:

- применение винтовых насосов, что позволяет эксплуатировать систему на малых номинальных частотах - 1500 об/мин (в отличие от электроцентробежных насосов, которые работают на номинальной частоте 2975 об/мин);

- применение двух станций управления с частотным преобразователем и индивидуальным питанием каждого из двух насосов;

- применение протектора и компенсатора, где протектор предназначен для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость, а компенсатор - для компенсирования утечки масла и его тепловых изменений при работе электродвигателя и его остановках;

- применение обратного клапана предотвращает обратный отток жидкости в обводненный пласт при остановке оборудования;

- применение перфорационной трубы предотвращает попадание крупных твердых частиц в нижний винтовой насос при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин и системы для его осуществления.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью.

Технический результат достигается способом эксплуатации высокообводненных скважин, содержащим этапы, на которых:

- производят подбор скважины и ее остановку;

- спускают в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ);

- устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами;

- спускают последовательно два насоса: нижний спускают ниже обводненного пласта, верхний - в верхнюю часть НКТ;

- с помощью нижнего насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта, вытесняя нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть;

- откачивают верхним насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти;

причем винтовые насосы работают на номинальной частоте 1500 об/мин,

и работу каждого насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот.

При спуске в скважину подземного оборудования элементы системы соединяют поэтапно снизу-вверх: перфорационная труба, нижняя НКТ, обратный клапан, нижний глубинный датчик, пакер, нижний насос с приемной сеткой, протектор, нижний электродвигатель, компенсатор, средняя НКТ, верхний электродвигатель, гидрозащита с головкой ЭВН, верхний насос с приемной сеткой, верхний глубинный датчик либо система телеметрии, верхняя НКТ.

Подбор скважины производят по критериям: обводненность скважины - 93-99% и наличие нижележащего пласта.

Для определения обводненности скважины проводят отбор проб, которые затем подвергают лабораторному анализу.

Контролируют динамический уровень жидкости в обводненном пласте с помощью эхолота, при его снижении до уровня, близкого к уровню спуска верхнего насоса, откачку нефти прекращают до восстановления уровня, при котором можно эксплуатировать скважину.

Контроль за давлением на приеме насосов ведут с помощью датчиков давления (сигнал от каждого из которых выходит на соответствующую станцию управления), расположенных в телеметрии погружного электродвигателя (ПЭД), который контролирует уставки (верхний и нижний допустимый предел давления на приеме насоса).

Давление во внутренней полости НКТ контролируется манометром, установленным на устье (трубопроводной арматуре), либо датчиком давления. Датчик давления может быть установлен совместно с манометром. При этом способе необходим пересчет давления с учетом столба жидкости в НКТ.

Другой способ контроля выкидного давления, как для верхнего, так и для нижнего насоса, включает установку глубинных датчиков (типа УГПК) на НКТ либо систем телеметрии типа ТМСПР - на выкиде насоса.

Контролируемые параметры давления задают уставки для работы системы.

С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики.

Все контролируемые параметры отображают на контроллере станции управления.

Управление элементами системы и контроль за технологическими параметрами ведут с помощью станций управления.

Скорость нисходящего потока скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м3/сут.

Проводят отбор проб извлекаемой продукции с периодичностью 1 раз в 3-5 дней.

Технический результат также достигается системой для осуществления способа, состоящей из:

- подземного оборудования, включающего в себя:

верхний винтовой насос, на выкиде соединенный с верхним глубинным датчиком и верхней НКТ, а на приеме - с гидрозащитой, верхним электродвигателем и средней НКТ,

и нижний винтовой насос, на приеме соединенный с протектором, нижним электродвигателем, компенсатором и со средней НКТ, а на выкиде - с нижним глубинным датчиком, обратным клапаном и нижней НКТ,

причем на нижней НКТ установлен пакер,

- и соединенного с подземным оборудованием наземного оборудования, включающего в себя по меньшей мере две станции управления с преобразователем частоты и устьевую арматуру.

В начале нижней НКТ установлен обратный клапан, на выходе (в конце) - перфорационная труба.

Над нижним электродвигателем установлены: компенсатор, выше - средняя НКТ.

Под верхним винтовым насосом установлена гидрозащита, а над нижним винтовым насосом - протектор.

Гидрозащита содержит фланцевую головку.

Над верхним винтовым насосом установлен верхний глубинный датчик, а под нижним винтовым насосом установлен нижний глубинный датчик.

На устье трубопроводной арматуры установлен манометр, связанный со станцией управления.

Вместе с манометром установлен датчик давления, связанный со станцией управления.

Винтовые насосы содержат входные модули, в качестве которых служит приемная сетка.

НКТ соединены с наземным оборудованием трубопроводной обвязкой.

Каждый электродвигатель насоса выполнен с возможностью индивидуального питания от одной из станций управления.

Станции управления содержат контроллеры с дисплеями для отображения контролируемых параметров.

Винтовые насосы выполнены с возможностью работы на номинальной частоте 1500 об/мин.

Нижний винтовой насос выполнен с возможностью перекачивания скважинной жидкости со скоростью 0,44 л/с или 38 м3/сут.

Заявленный способ заключается в следующем.

Предварительно перед началом работ проверяют скважину на соответствие следующим критериям:

- обводненность скважины - 93-99%, для определения которой отбирают пробы и в лабораторных условиях измеряют обводненность;

- наличие нижележащего пласта, в который можно осуществить закачку продукции.

При удовлетворении указанным критериям осуществляют спуск системы в скважину.

Согласно гидравлическим явлениям в обводненном пласте накапливается пленка нефти, которая под гравитационным воздействием поднимается в верхние слои обводненного пласта и которую затем откачивают верхним насосом на поверхность.

Затем устанавливают периодичность отбора проб извлекаемой продукции. Отбор проб ведут после начала откачки пленки нефти. Периодичность устанавливается индивидуально для каждой скважины в зависимости от первоначальной пробы, например 1 раз в 3-5 дней.

Дополнительно контролируют динамический уровень жидкости с помощью эхолота. При его снижении до критического уровня спуска верхнего насоса происходит автоматическое отключение энергии, откачку нефти прекращают до восстановления уровня. Время восстановления уровня зависит от дебита нефти.

Одновременно с откачкой пленки на поверхность происходит закачка скважинной жидкости с помощью нижнего насоса в нижележащий пласт из обводненного. В одном из вариантов скорость нисходящего потока закачиваемой скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м3/сут.

При движении скважинной жидкости с малой вязкостью (пластовая вода) и с небольшой скоростью наблюдается ламинарный режим течения (жидкость движется слоями) в обводненном пласте. При этом режиме отсутствует пульсация скорости, приводящая к перемешиванию частиц жидкости. Поэтому вероятность перемешивания в обводненном пласте пластовой воды и пленки нефти ничтожно мала.

Контроль за давлением на приеме насосов ведут с помощью датчиков давления, расположенных в телеметрии погружных электродвигателей, с выводом данных на станции управления индивидуально для каждого насоса. Давление на выходе верхнего насоса контролируют манометром и датчиком давления, измеряющими давление во внутренней полости НКТ, либо верхним глубинным датчиком (типа УГПК). Давление на выходе нижнего насоса контролируют нижним глубинным датчиком (типа УГПК).

При использовании манометров и датчиков давления (либо электроконтактных манометров - ЭКМ), кроме визуального контроля давления на манометрах происходит отображение его на дисплеях контроллеров станций управления, и контроль указанного давления станциями управления - отключение системы по сигналу датчика по уставкам (верхним и нижним допустимым пределам давления).

Контроль за давлением на приеме насосов осуществляют для того, чтобы с помощью датчиков давления (сигнал которых выходит на станцию управления), расположенных в телеметрии погружных электродвигателей, контролировать уставки (верхний и нижний допустимый предел давления на приеме насосов).

Давление во внутренней полости верхней НКТ контролируют манометром, установленным на устье трубопроводной арматуры, либо датчиком давления. Датчик давления может быть установлен совместно с манометром. При этом проводят пересчет давления с учетом столба жидкости в НКТ.

При другом варианте контроля выкидного давления, как для верхнего, так и для нижнего насоса, осуществляют установку глубинных датчиков (типа УГПК) на НКТ либо систем телеметрии типа ТМСПР, устанавливаемых на выкиде насосов.

С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики. Допустимые и недопустимые параметры давления устанавливают в зависимости от условий и требований закачки.

Заявляемая система поясняется на чертеже.

Система состоит из взаимосвязанных друг с другом подземной и наземной частей, которые в своей совокупности включают следующие элементы:

насосно-компресорные трубы (НКТ), состоящие из трех частей: 1 - верхняя НКТ, 1' - средняя НКТ, 1" - нижняя НКТ;

2 - верхний глубинный датчик;

2' - нижний глубинный датчик;

глубинные датчики используются типа УГПК, вместо которых может использоваться система телеметрии типа ТМСПР;

3 - манометр, установленный на устье трубопроводной арматуры для визуального контроля давления, вместе с которым может быть установлен датчик давления для подачи сигнала на СУ с ПЧ;

4 - верхний винтовой насос для добычи нефти;

4' - нижний винтовой насос для закачки жидкости;

5 - гидрозащита ПМ92ДМ с фланцевой головкой ЭВН, объединяющая функции компенсатора и протектора;

6 - верхний маслонаполненный электродвигатель (МЭД);

6' - нижний маслонаполненный электродвигатель (МЭД);

причем типоразмер электродвигателей - ХХ-117/4М подбирается в зависимости от необходимой мощности;

7 - компенсатор МКВ 52 (или 51), предназначенный для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе электродвигателя и его остановках;

8 - протектор МПВ 52, предназначенный для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость;

9 - обратный клапан для предотвращения обратного оттока жидкости в обводненный пласт при остановке оборудования;

10 - перфорационная труба предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний насос 4' при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта;

11 и 11' - станции управления с преобразователем частоты (СУ с ПЧ) для контроля за технологическими параметрами и защиты по ним, управления элементами устройства;

причем СУ 11 связана с насосом 4 и электродвигателем 6, а СУ 11' - с насосом 4' и электродвигателем 6';

12 - пакер (уплотнительный элемент для разделения двух сред).

Подземная часть заявляемой системы состоит из соединенных между собой сверху-вниз элементов: верхняя НКТ 1, верхний глубинный датчик 2, верхний винтовой насос 4 с приемной сеткой, гидрозащита 5, верхний электродвигатель 6, средняя НКТ 1', компенсатор 7, нижний электродвигатель 6', протектор 8, нижний винтовой насос 4' с приемной сеткой, пакер 12, нижний глубинный датчик 2', нижняя НКТ 1", обратный клапан 9, перфорационная труба 10.

Применение винтовых насосов 4 и 4' позволяет эксплуатировать подземное оборудование на малых номинальных частотах 1500 об/мин.

Верхний насос 4 используется для откачки поднявшейся пленки нефти на поверхность.

Нижний насос 4' используется для закачки жидкости из обводненного пласта в нижележащий пласт.

Перфорационная труба 10 предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний винтовой насос при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта.

Гидрозащита 5 применяется для защиты верхнего электродвигателя 6 от попадания в него скважинной пластовой жидкости или нефти и объединяет в себе функции протектора 8 и компенсатора 7.

Гидрозащита 5 ставится под верхним винтовым насосом 4, а протектор 8 - над нижним винтовым насосом 4'.

Протектор 8 установлен под нижним электродвигателем 6' для защиты его от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость.

Компенсатор 7 установлен над нижним электродвигателем 6' для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе нижнего электродвигателя 6' и его остановках.

Верхний и нижний винтовые насосы 4 и 4' имеют входные модули, куда поступает жидкость или нефть. В качестве входного модуля в винтовых насосах 4 и 4' применяется приемная сетка.

Винтовые насосы 4 и 4' подбираются в зависимости от производительности скважины и напора скважинной жидкости.

Перфорационная труба 10 устанавливается после обратного клапана 9 для предотвращения попадания крупных твердых частиц на прием нижнего винтового насоса 4' и с целью недопущения размытия нижнего пласта.

НКТ 1 соединена с наземным оборудованием с помощью трубопроводной обвязки (трубопроводная арматура), на устье которой установлен манометр и датчик давления 3.

В состав наземного оборудования входят две станции управления 11 и 11' для регулирования работы каждого из насосов 4 и 4'.

Каждая из СУ 11 и 11' с ПЧ служит для регулирования частоты вращения одного из электродвигателей 6 и 6', что позволяет регулировать производительность соответствующего винтового насоса 4 и 4'.

Система работает следующим образом.

Элементы системы соединяют поэтапно снизу-вверх и спускают в скважину: перфорационная труба 10, нижняя НКТ 1", обратный клапан 9, нижний глубинный датчик (типа УГПК) 2', пакер 12, нижний насос с приемной сеткой 4', протектор 8, нижний ЭД 6', компенсатор 7, средняя НКТ 1', верхний ЭД 6, гидрозащита 5 с головкой ЭВН; верхний насос с приемной сеткой 4, верхний глубинный датчик (типа УГПК) 2 (либо система телеметрии типа ТМСР);

- после установки оборудования в скважине запускают нижний электродвигатель 6' с помощью сигнала от СУ 11', а верхний электродвигатель 6 - с помощью сигнала от СУ 11;

- от электродвигателей 6 и 6' начинают работать насосы 4 и 4';

- с помощью нижнего винтового насоса 4' откачивают жидкость из обводненного пласта в нижележащий (сверху-вниз) через перфорационную трубу 10;

- вытесненную на поверхность нефть откачивают верхним винтовым насосом 4.

При откачивании жидкости из вышележащего обводненного пласта нижним насосом 4' пленка нефти, находящаяся в обводненном пласте, под гравитационным воздействием поднимается в верхние слои обводненного пласта, которую затем откачивают верхним насосом 4 на поверхность.

При этом ведут контроль давлений на приеме насосов 4 и 4' с помощью датчиков давления, расположенных в телеметрии электродвигателей 6 и 6'.

Контроль давления во внутренней полости НКТ 1 ведут с помощью манометра с датчиком давления 3, установленным на устье трубопроводной арматуры.

Контроль давления во внутренней полости средней НКТ 1' не ведут, т.к. она применяется только для соединения верхнего электродвигателя 6 и компенсатора 7. Контроль давления во внутренней полости нижней НКТ 1'' ведут с помощью нижнего глубинного датчика 2'.

С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики каждого насоса 4 и 4' с помощью СУ 11 и СУ 11' соответственно. Допустимые и недопустимые параметры давления устанавливают в зависимости от условий и требований закачки.

Гидрозащита 5 и протектор 8 препятствуют попаданию скважинной пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателей 6 и 6'.

Компенсатор 7 компенсирует утечки масла и тепловые изменения нижнего электродвигателя 6' при его работе и остановках.

Обратный клапан 9 препятствует обратному оттоку жидкости в обводненный пласт в случае остановки системы.

Перфорационная труба 10 предназначена для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний насос 4' при остановке системы, а при ее работе - предотвращает размывание нижнего пласта.

При этом дополнительно контролируют динамический уровень жидкости с помощью эхолота. При его снижении до критического уровня спуска верхнего насоса 4 происходит автоматическое отключение энергии, откачку нефти прекращают до восстановления уровня. Время восстановления уровня зависит от дебита нефти.

1. Способ эксплуатации высокообводненных скважин, содержащий этапы, на которых:
- производят подбор скважины и ее остановку;
- спускают в скважину насосно-компрессорные трубы - НКТ;
- устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами;
- спускают последовательно два винтовых насоса: нижний спускают ниже обводненного пласта, верхний - 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,
причем работу винтовых насосов обеспечивают на номинальной частоте 1500 об/мин и работу каждого винтового насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот.

2. Способ по п. 1, при котором подбор скважины производят по критериям: обводненность скважины - 93-99%, наличие нижележащего пласта.

3. Способ по п. 2, при котором предварительно для определения обводненности скважины проводят отбор проб, которые затем подвергают лабораторному анализу.

4. Способ по п. 1, при котором контролируют динамический уровень жидкости в обводненном пласте с помощью эхолота, при его снижении до уровня, близкого к уровню спуска верхнего винтового насоса, откачку нефти прекращают до восстановления уровня, при котором можно эксплуатировать скважину.

5. Способ по п. 1, при котором ведут замер и контроль давления на приеме винтовых насосов с помощью датчиков давления, расположенных в телеметрии погружного электродвигателя с выводом данных на станцию управления, а замер и контроль давления на выходе верхнего винтового насоса контролируют манометром и датчиком давления, которыми измеряют давление во внутренней полости НКТ, установленными на устье трубопроводной арматуры, либо верхним глубинным датчиком, а на выходе нижнего насоса - нижним глубинным датчиком.

6. Способ по п. 5, при котором с помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики насосов.

7. Способ по п. 5, при котором контролируемые параметры давления отображают на дисплее контроллера станции управления.

8. Способ по п. 1, при котором управление элементами системы и контроль за технологическими параметрами ведут с помощью станции управления.

9. Способ по п. 1, при котором скорость нисходящего потока закачиваемой скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м3/сут.

10. Способ по п. 1, при котором проводят отбор проб извлекаемой продукции с периодичностью 1 раз в 3-5 дней.

11. Система для эксплуатации высокообводненных скважин, состоящая из:
- подземного оборудования, включающего в себя:
верхний винтовой насос для откачивания нефти, на выкиде соединенный с верхним глубинным датчиком и верхней насосно-компрессорной трубой - НКТ, а на приеме - с гидрозащитой, верхним электродвигателем и средней НКТ;
нижний винтовой насос для закачки скважинной жидкости с заданной скоростью в нижележащий пласт из обводненного пласта, на приеме соединенный с протектором, нижним электродвигателем, компенсатором и со средней НКТ, а на выкиде - с нижним глубинным датчиком, обратным клапаном и нижней НКТ, причем на нижней НКТ установлен пакер;
- соединенного с подземным оборудованием наземного оборудования, включающего в себя, по меньшей мере, две станции управления с преобразователями частот для регулирования работы каждого винтового насоса, которые выполнены с возможностью работы на номинальной частоте 1500 об/мин, и устьевую трубопроводную арматуру.

12. Система по п. 11, в которой на прием нижней НКТ присоединен обратный клапан, на выкид - перфорационная труба.

13. Система по п. 11, в которой компенсатор расположен над нижним электродвигателем.

14. Система по п. 11, в которой гидрозащита содержит фланцевую головку.

15. Система по п. 11, в которой над верхним винтовым насосом установлен верхний глубинный датчик, а под нижним винтовым насосом - нижний глубинный датчик, или система телеметрии.

16. Система по п. 11, в которой на устье трубопроводной арматуры установлен манометр.

17. Система по п. 11 или 16, в которой вместе с манометром установлен датчик давления, связанный со станциями управления.

18. Система по п. 11, в которой винтовые насосы содержат входные модули, в качестве которых служит приемная сетка.

19. Система по п. 11, в которой НКТ соединены с наземным оборудованием трубопроводной обвязкой.

20. Система по п. 11, в которой каждый винтовой насос выполнен с возможностью индивидуального питания от одной из станций управления.

21. Система по п. 11, в которой станции управления содержат контроллеры с дисплеями для отображения контролируемых параметров.

22. Система по п. 11, в которой нижний винтовой насос выполнен с возможностью перекачивания скважинной жидкости со скоростью 0,44 л/с или 38 м3/сут.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для сепарации газа из газожидкостной смеси (ГЖС) при ее перекачке. Технический результат заключается в повышении эффективности отделения газа из ГЖС, а также в повышении надежности работы устройства и расширении функциональных возможностей его работы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Технический результат заключается в увеличении наработки погружной насосной установки за счет предотвращения засорения скважины мелкими механическими примесями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции.

Изобретение относится к устройствам для применения в нефтяной промышленности и водном хозяйстве, в частности в электропогружных насосных агрегатах для добычи жидкости из скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при добыче нефти с большими значениями газового фактора и дебита. Технический результат заключается в увеличении коэффициента сепарации и повышении надежности работы.

Изобретение относится к газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости из газожидкостного потока со сбросом ее в скважину под уровень газоводяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной обработки пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

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.

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 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.
Наверх