Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса



 


Владельцы патента RU 2610484:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

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 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 распределения закачки осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам и с помощью, по меньшей мере, одного измерительного устройства произвести замеры основных параметров закачки жидкости.

Известна установка для одновременно-раздельной закачки воды в пласты, выбранная в качестве аналога, включающая колонну лифтовых труб с пакерами и муфтами с осевыми и радиальными каналами и съемной пробкой. Съемная пробка спускается с устья на тяге и выполнена с возможностью герметичного взаимодействия с осевыми каналами муфт. Съемная пробка выполнена сборной и состоит из плунжеров, которые соединены тягами и взаимодействуют с соответствующими им осевыми каналами муфт и постоянно находится в скважине. Причем длину тяг, втулок муфт и плунжеров, их количество, а также количество отверстий во втулках муфт подбирают с возможностью селективного перекрытия плунжерами радиальных каналов в соответствующих втулках муфт без подъема пробки на поверхность (RU №2436934 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 01.06.2010).

Недостатком известной установки является сложность подбора длины тяг, втулок муфт и плунжеров, их количества, а также количества отверстий во втулках муфт, зависящего от количества пластов и необходимых для их эксплуатации вариантов переключений. К недостаткам в том числе относится большая металлоемкость, а также невозможность использования в данной установке геофизических приборов.

Известна скважинная установка, выбранная в качестве аналога, включающая спущенные в эксплуатационную колонну насосно-компрессорные трубы - НКТ со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором. Внутри корпуса установлен управляющий элемент, связанный со штоком запорного элемента. До глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом НКТ установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости НКТ над и под центральным ниппелем (RU №2131017 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 08.07.1997).

Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены съемных клапанов, при этом как спуск, так и подъем клапанов осуществляется только при помощи специальной канатной техники.

Известна трехпакерная установка, выбранная в качестве аналога, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне НКТ оборудование. Оборудование включает верхний, средний и нижний пакеры, ниппель проходного типа, воронку с шаром, циркуляционные клапаны, механические тепловые компенсаторы, струйный насос и непроходной ниппель с возможностью установки в него глухой пробки или штуцерной вставки. Каждый из пакеров имеет индивидуальную схему установки и подъема. Верхний пакер выполнен с гидравлической установкой и осевым съемом вверх после среза силовых штифтов, средний пакер - механического действия с опорной установкой и поворотно-осевым съемом, нижний пакер - механического действия с поворотно-осевой установкой и съемом. Нижний и средний пакеры могут быть подняты из скважины только после вращения колонны НКТ, а верхний пакер - после натяга колонны НКТ с учетом регламентированного усилия для него. Пакеры выполнены двустороннего действия и имеют возможность независимого размещения в установленном месте эксплуатационной колонны (RU №77899 U1, МПК Е21В 43/14, Е21В 33/12, приор. 26.05.2008).

Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены штуцерных вставок, устанавливаемых в циркуляционных клапанах.

Известно оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину, выбранное в качестве аналога, содержащее колонну труб с пакером, установленным между пластами, выше которого расположена перекрестная муфта, гидравлически связывающая внутреннюю полость труб с надпакерным затрубьем скважины. В гидравлический канал перекрестной муфты встроен обратный клапан, исключающий переток воды из затрубья скважины в полость труб. Гидравлический канал перекрестной муфты имеет седло, для перекрытия которого с устья скважины спускается запорный элемент, перекрытие седла запорным элементом исключает переток воды из труб в затрубье скважины. Запорный элемент может быть изготовлен из материала плотностью меньше плотности закачиваемой в скважину воды (RU №59140 U1, МПК Е21В 43/16, приор. 19.06.2006).

К недостаткам известного оборудования можно отнести то, что регулирование закачки производится только по верхнему пласту. При этом механизм регулирования недостаточно надежен, т.к. в случае интенсивной закачки воды в пласт возможна потеря упругих свойств пружины возврата. К недостаткам также можно отнести отсутствие в составе оборудования верхнего пакера, необходимого для защиты колонны труб от воздействия высокого давления закачки рабочего агента в пласт.

Известен способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации (заявка РФ №2014126833), выбранный в качестве аналога, который включает спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя. Устанавливают нижний и верхний пакеры, опрессовывают межтрубное пространство над нижним и верхним пакерами, подают жидкость в колонну труб, определяют расходы жидкости по пластам, сопоставляют фактический расход жидкости для пластов с заданными значениями, поднимают при их отличии извлекаемую части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установливают в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спускают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой устанавливают до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществляют регулируемую закачку жидкости, поднимают установку по окончании работ. Устройство распределения закачки оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию. Изобретение позволяет получить информацию о величине давления закачки жидкости и достоверные данные по режиму закачки.

Недостатком известного способа является отсутствие возможности производить замеры расходов закачки в режиме реального времени, фиксировать их в независимой памяти станции по контролю параметров и/или удаленно с электронно-вычислительной машины и производить съем информации с архивными данными со станции по контролю параметров. Также недостатком является отсутствие показаний температуры закачиваемой жидкости. Недостатком известного устройства регулирования закачки является отсутствие фигурного паза на корпусе устройства распределения закачки для протягивания вдоль него геофизического, оптоволоконного или другого типа кабеля.

Наиболее близким техническим решением, по совокупности совпадающих признаков и достигаемому техническому результату, взятым в качестве прототипа, является способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам (патент РФ №2495235, Е21В 43/14; патентообладателем настоящего патента является заявитель), который включает спуск в скважину на колонне НКТ компоновки, включающей нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и опрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. Устройство распределения закачки включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы. Изобретение позволяет при помощи одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам с произведением замеров расходов по пластам.

Недостатком известного способа является отсутствие возможности производить замеры расходов закачки в режиме реального времени, фиксировать их в независимой памяти станции по контролю параметров и/или удаленно с электронно-вычислительной машины и производить съем информации с архивными данными со станции по контролю параметров. Также недостатком является невозможность контроля герметичности системы пакер - колонна НКТ - регулирующее устройство, отсутствие показаний перепада давлений в НКТ, в затрубье и температуры закачиваемой жидкости. Недостатком известного устройства регулирования закачки является отсутствие фигурного паза на корпусе устройства распределения закачки для протягивания вдоль него геофизического, оптоволоконного или другого типа кабеля, а также проточный канал диффузора извлекаемой части устройства распределения закачки выполнен таким образом, что не происходит сглаживания пульсаций жидкости после штуцера с целью увеличения точности замера на устройстве для замера и уменьшения размывающего действия потока жидкости на стенки НКТ.

Задачей, решаемой изобретением, является осуществление регулируемой закачки жидкости по пластам при помощи устройства распределения закачки и, по меньшей мере, одного устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости с автоматизированным замером давления, расхода, температуры жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов в режиме реального времени, осуществление обработки и прохода геофизических приборов через открытый проходной канал до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости.

Указанный технический результат достигается тем, что: - производят установку устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости для измерения параметров закачиваемой жидкости, над верхним пакером устанавливают якорь, прокладывают вдоль погружного скважинного оборудования контролирующий кабель от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости до станции по контролю параметров, расположенной на устье скважины, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, производят замер основных параметров закачки жидкости и других параметров процесса в один из пластов прямым методом замера, а по другому пласту - косвенным: определяют основные параметры процесса в один из пластов, по другому пласту определение параметров процесса производят вычитанием замеренного расхода по устройству для измерения параметров закачиваемой жидкости из суммарного расхода, замеренного устьевым расходомером, при необходимости осуществления закачки только в нижний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают заглушку в посадочное место верхней втулки, а нижний штуцер устанавливают в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, при необходимости осуществления закачки только в верхний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают верхний штуцер в посадочное место верхней втулки, а заглушку в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки;

- компоновку над нижним пакером оснащают устройством для измерения параметров закачиваемой жидкости;

- якорь выполняют механического или гидравлического принципа действия с пазами по корпусу;

- на корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка в виде канала, а также проходной канал диффузора выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр.

Регулируемая закачка жидкости осуществляется путем установки штуцерной вставки с регулируемыми штуцерами.

Автоматизированный замер параметров процесса регулируемой закачки, в том числе давления, расхода, температуры жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов, в режиме реального времени осуществляется за счет постоянной передачи данных от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости на станцию по контролю параметров, расположенной на устье скважины, при помощи контролирующего кабеля, проложенного вдоль погружного скважинного оборудования от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости до станции по контролю параметров.

При условии извлечения извлекаемой части устройства распределения закачки имеется возможность прохода геофизических приборов по открытому проходному каналу до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости и осуществление обработки результатов.

Схема компоновки подземного оборудования для регулируемой закачки жидкости с автоматизированным замером параметров процесса по пластам приведена на фиг. 1. Фронтальный разрез и горизонтальный разрез А-А устройства распределения закачки с продольной проточкой в виде канала под контролирующий кабель, с извлекаемой вставкой и направлением потока жидкости в нижний пласт приведены на фиг. 2. Профильный разрез устройства распределения закачки с продольной проточкой в виде канала под контролирующий кабель с извлекаемой вставкой и направлением потока жидкости в верхний пласт приведен на фиг. 3.

Установка включает в себя спущенную в скважину 1 (фиг. 1) на колонне НКТ 2 компоновку подземного оборудования, включающую воронку 11 или хвостовик (на фиг. 1 не показан), нижний пакер 3, разъединитель 4, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, якорь 8, разъединитель 9, удлинитель 10. Нижний пакер 3 выполнен механического принципа действия и установлен над воронкой 11 или хвостовиком. Над нижним пакером 3 и верхним пакером 7 с якорем 8 установлены разъединители 4 и 9 соответственно. Разъединители 4 и 9 могут быть выполнены механического или гидравлического принципа действия и служат для отсоединения колонны НКТ 2 соответственно от нижнего пакера 3 и верхнего пакера 7 в случае прихвата. Над нижним пакером 3 и под верхним пакером 7 в частном случае установлены переводники-центраторы (не показаны). Устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 расположено в кожухе (не показан) над разъединителем 4 и связано при помощи контролирующего кабеля 13 со станцией по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 служит для автоматизированного замера основных параметров закачиваемой жидкости и других параметров процесса в режиме реального времени. Выше устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 установлено устройство распределения закачки 6, служащее для регулирования объемов закачки жидкости в нижний пласт 14 и верхний пласт 15, а также для изолирования при необходимости одного из пластов. Далее установлен верхний пакер 7, выполненный с возможностью прокладки и герметизации входа-выхода контролирующего кабеля 13 и с упором на нижний пакер 3. Над верхним пакером 7 установлен якорь 8, на корпусе которого выполнены пазы для прокладки контролирующего кабеля 13. Далее установлен разъединитель 9. Удлинитель 10 устанавливают в верхней части компоновки (на фиг. 1 удлинитель 10 установлен над разъединителем 9) или через определенное число секций колонны НКТ 2 или непосредственно под планшайбой (на фиг. 1 не показана). Удлинитель 10 служит для герметичного соединения верхнего пакера 7 с колонной НКТ 2 и компенсации осевых перемещений колонны НКТ 2, возникающих в процессе закачки жидкости. Вдоль погружного скважинного оборудования проложен контролирующий кабель 13 (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1.

Устройство распределения закачки 6 (фиг. 1) состоит из корпусной и извлекаемой частей. Корпусная часть (фиг. 2) состоит из соединенных между собой ниппеля 16, корпуса 17 и втулки-переводника 18. В ниппеле 16 выполнено несколько сквозных каналов 19. В корпусную часть вставлена извлекаемая часть, состоящая сверху вниз из верхней втулки 20, нижней втулки 21 и диффузора 22. На нижнюю втулку 21 установлены верхний 23 и нижний 24 уплотнительные узлы. Верхний уплотнительный узел 23 закреплен снизу гайкой 25. Нижний уплотнительный узел 24 сверху ограничен упором 26, выполняющим функцию ограничителя перемещения извлекаемой части при ее посадке в корпусную часть. Между корпусной и извлекаемой частями образована камера 27. В верхней втулке 20 и диффузоре 22 имеются посадочные места 28 и 29 под верхний 30 и нижний 31 штуцеры либо заглушки (на фиг. 2, 3 не показаны). Также в верхней втулке 20 имеется посадочное место 32 для опрессовочного клапана (на фиг. не показан). В нижней втулке 21 выполнен верхний центральный канал 33, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов 34 (фиг. 3). Расходящиеся каналы 34 связаны с камерой 27 и со сквозными каналами ниппеля 19. В нижней втулке 21 также выполнено несколько сходящихся каналов 35, образующих нижний центральный канал 36. Нижний центральный канал 36 имеет сообщение с проходным каналом 37 диффузора 22. На корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка 38 (фиг. 2 разрез А-А) в виде канала для прокладки контролирующего кабеля 13 от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Проходной канал 37 диффузора 22 выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр, для сглаживания пульсаций жидкости после штуцера 31, увеличения точности автоматизированного замера на устройстве для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 и уменьшения размывающего действия потока жидкости на стенки колонны НКТ 2.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.

Перед спуском установки производят шаблонирование скважины 1 (фиг. 1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. 1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1. Установку собирают в следующей последовательности: воронка 11 или хвостовик, нижний пакер 3, разъединитель 4, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, якорь 8, разъединитель 9. Удлинитель 10 устанавливают в верхней части компоновки (на фиг. 1 удлинитель 10 установлен над разъединителем 9) или через определенное число секций колонны НКТ 2 или непосредственно под планшайбой (на фиг. 1 не показана). В частном случае над нижним 3 и верхним 7 пакерами устанавливают переводники-центраторы. Затем установку спускают на колонне НКТ 2 в ствол скважины 1 на определенную глубину. Установку спускают либо без извлекаемой части устройства распределения закачки 6, когда необходим открытый проходной канал для проведения обработок и прохода геофизического оборудования, либо вместе с извлекаемой частью устройства распределения закачки 6, когда отсутствует необходимость в открытом проходном канале. При сборке и спуске установки в ствол скважины 1 одновременно производят прокладку вдоль погружного скважинного оборудования контролирующего кабеля 13 (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Затем устье оснащают устьевой арматурой. Устанавливают, а затем опрессовывают нижний пакер 3 и верхний пакер 7, выполненный с возможностью прокладки и герметизации входа-выхода контролирующего кабеля 13. Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ 2. Жидкость поступает в нижний пласт 14, проходя через сходящиеся каналы 35 (фиг. 2), нижний центральный канал 36, нижний штуцер 31 и проходной канал 37 диффузора 22. Жидкость поступает в верхний пласт 15, проходя через верхний штуцер 30, верхний центральный канал 33 и расходящиеся каналы 34 (фиг. 3), а затем через камеру 27 в сквозные каналы 19. Суммарный расход жидкости, поступающей в два пласта, замеряется устьевым расходомером (не показан). Основные параметры закачки жидкости (давление в колонне НКТ 2, давление в затрубье, температура закачиваемой жидкости, расход жидкости), закачиваемой в нижний пласт 14 и в верхний пласт 15, в частном случае либо в нижний пласт 14, либо в верхний пласт 15, и другие параметры процесса определяются и передаются на станцию по контролю параметров 12 (фиг. 1) и/или центральную электронно-вычислительную машину (не показана) по контролирующему кабелю 13 или любым другим методом. Производят замер основных параметров закачки жидкости и других параметров процесса в один из пластов прямым методом замера, а по другому пласту - косвенным: определяют основные параметры процесса в один из пластов, по другому пласту определение параметров процесса производят вычитанием замеренного расхода по устройству для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 из суммарного расхода, замеренного устьевым расходомером. Сопоставляют фактические расходы жидкости для нижнего 14 и верхнего 15 пластов с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 (фиг. 1) на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочные места 28, 29 (фиг. 2) устанавливают верхний 30 и нижний 31 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в колонну НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. Затем в полость колонны НКТ 2 подают жидкость, которая, проходя через сходящиеся каналы 35, нижний центральный канал 36, а затем проходной канал 37 диффузора 22, поступает в нижний пласт 14. В верхний пласт 15 жидкость поступает, проходя через верхний центральный канал 30 (фиг. 3), расходящиеся каналы 34, а затем сквозные каналы 19 ниппеля 16. При необходимости осуществления закачки только в нижний пласт 14 поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 28 (фиг. 3) верхней втулки 20 устанавливают заглушку (не показана), а в посадочное место 29 диффузора 22 устанавливают нижний штуцер 31. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в колонну НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. При необходимости осуществления закачки только в верхний пласт 15 поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 28 верхней втулки 20 устанавливают верхний штуцер 30, а в посадочное место 29 диффузора 22 устанавливают заглушку. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. По окончании работ по закачке жидкости извлекают компоновку на поверхность. Для этого натяжением колонны НКТ 2 (фиг. 1) переводят в транспортное положение сначала верхний пакер 7, а затем нижний пакер 3, затем производят подъем компоновки на поверхность.

Заявляемое изобретение позволяет при помощи устройства распределения закачки и, по меньшей мере, одного устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости выполнить регулируемую закачку жидкости по пластам, производя при этом автоматизированные замеры давления, температуры, расхода жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов в режиме реального времени, осуществить обработку и проход геофизических приборов через открытый проходной канал до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости.

1. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных туб (НКТ) компоновки подземного оборудования, состоящей из воронки, нижнего пакера, разъединителя, устройства распределения закачки, верхнего пакера, разъединителя, удлинителя, установку нижнего, а затем верхнего пакеров, проведение опрессовки, запуск скважины в работу, осуществление подачи жидкости в полость НКТ, проведение замера основных параметров закачки жидкости, при отличии фактических расходов от заданных значений производят подъем извлекаемой части устройства распределения закачки и установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, осуществляют спуск извлекаемой части устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, проведение регулируемой закачки жидкости, по окончании работ осуществляют подъем компоновки на поверхность, отличающийся тем, что производят установку устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости, над верхним пакером устанавливают якорь, прокладывают вдоль погружного скважинного оборудования контролирующий кабель от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости до станции по контролю параметров, расположенной на устье скважины, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, производят замер основных параметров закачки жидкости и других параметров процесса в один из пластов прямым методом замера, а по другому пласту - косвенным: определяют основные параметры процесса в одном из пластов, по другому пласту определение параметров процесса производят вычитанием замеренного расхода по устройству для измерения параметров закачиваемой жидкости из суммарного расхода, замеренного устьевым расходомером, при необходимости осуществления закачки только в нижний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают заглушку в посадочное место верхней втулки, а нижний штуцер устанавливают в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, при необходимости осуществления закачки только в верхний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают верхний штуцер в посадочное место верхней втулки, а заглушку в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что компоновку над нижним пакером оснащают устройством для измерения параметров закачиваемой жидкости.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что якорь выполняют механического или гидравлического принципа действия с пазами по корпусу.

4. Устройство распределения закачки, включающее в себя корпусную часть, состоящую из соединенных между собой ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую сверху вниз из верхней втулки, нижней втулки и диффузора, при этом извлекаемая часть вставлена в корпусную часть с образованием камеры, на нижнюю втулку установлены верхний и нижний уплотнительные узлы, причем первый из них закреплен снизу гайкой, а последний ограничен сверху упором, в верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки, причем в верхней втулке дополнительно имеется посадочное место для пробки, а в нижней втулке выполнен верхний центральный канал, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов, связанных с камерой и со сквозными каналами ниппеля, а также несколько сходящихся каналов, образующих нижний центральный канал, имеющий сообщение с проходным каналом диффузора, отличающееся тем, что на корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка в виде канала, а также проходной канал диффузора выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термохимической обработке продуктивного пласта для снижения вязкости нефти и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии содержит корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Способ включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта.

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.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах.

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.

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.

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.

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

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.
Наверх