Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах



Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах

 


Владельцы патента RU 2614169:

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

Группа изобретений относится к исследованиям параметров пластов на трубах. Техническим результатом является ускорение работ по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции. Способ включает спуск в скважину до заданной глубины погружного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), верхнего и нижнего надувных пакеров, имеющих радиальные отверстия в камерах надува, наружный и внутренний эластичные рукава с размещенным между ними металлическим пластинчатым каркасом, перевод нижнего и верхнего надувных пакеров из транспортного положения в рабочее. Сборку и спуск погружного оборудования осуществляют в следующей последовательности: заглушка, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, циркуляционный клапан. В начале процесса спуска погружного оборудования клапаны надува надувных пакеров, КЗПКНП подпакерный и межпакерный находятся в закрытом положении. При превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ происходит открытие отверстий перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного и заполнение колонны НКТ скважинной жидкостью. Отверстия перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного автоматически закрываются, производят первую подачу жидкости. При этом у КЗПКНП межпакерного и подпакерного закрыты отверстия закачки и перепуска, и создают давление, при котором у нижнего и верхнего надувных пакеров открываются нижний и верхний клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры. Выдерживают погружное оборудование под давлением, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения надувные клапаны закрываются полностью. Надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины. При первом сбросе давления в КЗПКНП подпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, далее осуществляют отбор флюида из подпакерной зоны, при этом закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, при котором в КЗПКНП подпакерном открываются отверстия закачки. При необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят второй сброс давления, при котором в КЗПКНП межпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска. Осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП подпакерного. Проводят третью подачу жидкости и создают давление, при котором в КЗПКНП межпакерном открываются отверстия закачки, а в КЗПКНП подпакерном закрыты отверстия закачки и перепуска. Осуществляют третий сброс давления, при котором отверстия закачки и перепуска обоих КЗПКНП приходят в исходное положение. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для исследования параметров пласта двух и более интервалов при одном спуске оборудования в скважину.

Известны конструкции надувных пакеров с металлическими каркасами по патентам US 4458752, приор. 10.06.1984; US 4544165, приор. 01.10.1985; US 4768590, приор. 06.09.1988; US 5280824, приор. 25.01.1994; US 6752205, приор. 22.06.2004; GB 2192416, приор. 03.08.1988; GB 2388387, приор. 12.11.2003.

Общим недостатком известных конструкций надувных пакеров является то, что при их применении не обеспечивается возможность безаварийного извлечения погружного оборудования из горизонтальных необсаженных скважин.

Известен надувной гидравлический пакер (патент №2128279, опубл. 27.03.1999 г.), выбранный в качестве аналога. Устройство содержит полый ствол, на котором концентрично установлен и образует с ним основную гидравлическую полость уплотнительный элемент, состоящий из наружного и внутреннего эластичных слоев с расположенным между ними силовым кордом и концевыми опорами, подвижным внутренним поршнем и гидравлической полостью. На полом стволе концентрично размещен корпус, который вместе с уплотнительным элементом закреплен на стволе посредством гайки и опоры, имеющей продольные каналы. Установленные между полым стволом и корпусом подвижный внутренний и наружный поршни образуют с корпусом и внутренней гильзой гидравлические полости: верхнюю, среднюю и нижнюю. На стволе в верхней и нижней гидравлических полостях выполнены радиальные каналы.

Недостатком известного надувного гидравлического пакера является отсутствие возможности: проведения отбора проб или закачки в пласт технологической жидкости, переустановки погружного оборудования два и более раз без извлечения на поверхность.

Известен последовательный надувной пакер (патент СА 1217131, приор. 05.04.1984), взятый в качестве аналога, в котором применен способ последовательного надувания пакеров снизу вверх, который достигается путем контролирования расхода надувающего флюида в каждом пакере: в нижнем пакере расход надувающего флюида существенно выше, чем в вышележащем пакере, что позволяет контролировать время надувания каждого пакера.

Недостатком известного последовательного надувного пакера является отсутствие возможности: проведения отбора проб или закачки в пласт технологической жидкости, переустановки погружного оборудования два и более раз без извлечения на поверхность, а также невозможность безаварийного извлечения из горизонтальных необсаженных скважин погружного оборудования.

Известен надувной гидравлический пакер (патент №2155857, опубл. 10.09.2000 г.), выбранный в качестве аналога, содержащий корпус, закрепленный на нем уплотнительный элемент типа упругорасширяющегося рукава, соосно размещенный в корпусе полый ствол и основной поршень. Они образуют нагнетательную гидравлическую камеру. Между корпусом и стволом над основным поршнем установлен наружный поршень. Он образует с основным поршнем дополнительную полость. Эта полость через радиальные отверстия в стволе сообщается с внутритрубным пространством. Ствол имеет возможность осевого перемещения относительно корпуса и уплотнительного элемента. На стволе имеется буртик для упора в основной поршень. На стволе концентрично установлена пружина, упирающаяся в корпус. Нагнетательная камера заполнена чистой гидравлической жидкостью при сборке пакера. Дополнительная полость заполнена рабочей смесью скважины.

Недостатком известного надувного гидравлического пакера является отсутствие возможности: проведения отбора проб или закачки в пласт технологической жидкости, переустановки погружного оборудования два и более раз без извлечения на поверхность, а также невозможность безаварийного извлечения из горизонтальных необсаженных скважин погружного оборудования.

Известен надувной пакер с усовершенствованными элементами (патент US 4923007, опубл. 08.05.1990 г.), взятый в качестве прототипа, содержащий верхнюю и нижнюю головки пакера, надувной эластомерный уплотнительный элемент, внешнюю трубчатую оболочку, радиально охватывающую уплотнительный элемент, и некоторое количество перекрывающихся металлических усиливающих элементов, размещенных в кольцевом пространстве между уплотнительным элементом-рукавом и трубчатой оболочкой пакера. Во время установки пакера перекрывающиеся металлические усиливающие элементы могут совершать скользящее движение относительно другого перекрывающегося металлического усиливающего элемента, каждый из которых имеет стопорный элемент, расположенный между головками пакера и служащий для ограничения относительного скользящего движения заранее заданной величиной так, что промежутки между усиливающими элементами сводятся к минимуму или отсутствуют. Стопорные элементы на усиливающих элементах могут выполняться штамповкой, причем выемка, проштампованная на одном усиливающем элементе, выполняется так, чтобы в нее входил выступ, проштампованный на соседнем усиливающем элементе, что позволяет не допускать дальнейшего скользящего движения данных элементов по отношению друг к другу.

Недостатком известного надувного пакера с усовершенствованными элементами является отсутствие возможности: проведения отбора проб или закачки в пласт технологической жидкости, переустановки погружного оборудования два и более раз без извлечения на поверхность. Также недостатком является механическое разрушение внешней трубчатой оболочки в невертикальных, особенно в горизонтальных открытых стволах скважин: внешняя трубчатая разрушенная оболочка не сможет сжать пластинчатый каркас в первоначальное транспортное положение, из-за чего элементы каркаса при подъеме, двигаясь по горизонтальному стволу скважины, собирают крупный шлам, что приводит к заклиниванию элементов компоновки с образованием аварийного прихвата и последующей необходимостью ликвидации аварии, требующей определенных временных и денежных затрат.

Задачей, решаемой изобретением, является ускорение работ по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции, обеспечение переустановки погружного оборудования на другие требуемые интервалы скважины два и более раз без извлечения на поверхность, наличие возможности безаварийного подъема оборудования на устье скважины из горизонтальных необсаженных скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что:

- сборку и спуск погружного оборудования осуществляют в следующей последовательности: заглушка, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, циркуляционный клапан, в начале процесса спуска погружного оборудования клапаны надува надувных пакеров, КЗПКНП подпакерный и межпакерный находятся в закрытом положении, при превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ происходит открытие отверстий перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного и заполнение колонны НКТ скважинной жидкостью, таким образом, происходит выравнивание перепада давлений, после чего отверстия перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного автоматически закрываются, затем к колонне НКТ подключают насосный агрегат, далее производят первую подачу жидкости, во время проведения которой у КЗПКНП межпакерного и подпакерного закрыты отверстия закачки и перепуска, и создают давление, например 15 МПа, при котором у нижнего и верхнего надувных пакеров открываются нижний и верхний клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры, далее выдерживают погружное оборудование под давлением, например 18,5 МПа, в течение пяти минут, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения, например 15 МПа, надувные клапаны закрываются полностью, надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины, при первом сбросе давления - в КЗПКНП подпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, далее осуществляют отбор флюида из подпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного, производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, например 10 МПа, при котором в КЗПКНП подпакерном открываются отверстия закачки, при необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного, далее производят второй сброс давления, при котором в КЗПКНП межпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, затем осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП подпакерного, проводят третью подачу жидкости и создают давление, при котором в КЗПКНП межпакерном открываются отверстия закачки, а в КЗПКНП подпакерном закрыты отверстия закачки и перепуска, затем осуществляю третий сброс давления, при котором отверстия закачки и перепуска обоих КЗПКНП приходят в исходное положение;

- что при одном спуске в скважину в зависимости от числа заданных интервалов погружное оборудование может быть переустановлено два и более раз без извлечения на поверхность.

Ускорение работ по отбору проб флюида или закачки в пласт реагентов в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции обеспечивается наличием КЗПКНП подпакерного и межпакерного, каждый из которых имеет поршни закачки и перепуска, служащие для открытия - закрытия отверстий закачки и перепуска, имеющие возможность занимать шесть позиций, переключение которых осуществляется созданием давления в колонне НКТ и последующим его сбросом.

Обеспечение переустановки оборудования на другие интервалы скважины два и более раз без извлечения на поверхность достигается благодаря конструкции надувных пакеров, имеющих возможность неоднократного перевода из рабочего положения в транспортное, переустановки и перекрытия требуемых интервалов ствола скважины.

Наличие возможности безаварийного подъема оборудования на устье скважины из горизонтальных необсаженных скважин достигается благодаря технологии, используемой для извлечения погружного оборудования на поверхность: при необходимости переустановки на другой интервал к погружному оборудованию прикладывают направленную вверх осевую нагрузку, фиксируют и оставляют его в натянутом состоянии. Падение нагрузки на крюке свидетельствует о срыве надувных пакеров. Далее погружное оборудование оставляют в состоянии покоя, например на 10 минут, для того, чтобы внутренние и внешние эластичные рукава нижнего и верхнего надувных пакеров полностью приняли первоначальный наружный диаметр, затем производят медленное перемещение погружного оборудования вверх до следующего интервала установки, при этом открывается циркуляционный клапан и происходит перетекание жидкости из внутренней полости колонны НКТ в затрубное пространство - осуществляется выравнивание перепада давлений, при достижении нужного интервала перемещение прекращают и опускают вниз, например на 100-300 мм, в результате чего циркуляционный клапан закрывается, затем фиксируют погружное оборудование в требуемом интервале.

На фиг. 1 показана схема оборудования для поинтервального исследования пластов. На фиг. 2 приведена схема КЗПКНП подпакерного и межпакерного. На фиг. 3 показана схема надувного пакера с клапаном надува в трех положениях: а - в транспортном положении при спуске в скважину; б - в процессе надува; в - в транспортном положении при подъеме вверх. На фиг. 4 приведена развертка пазов КЗПКНП подпакерного. На фиг. 5 приведена развертка пазов КЗПКНП межпакерного. На фиг. 6 показана схема циркуляционного клапана: а - в закрытом положении; б - в открытом положении.

Компоновка оборудования включает: заглушку 1, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами (КЦПТС) 2, нижний центратор 3, КЗПКНП подапкерный 4, нижние надувной пакер 5 и клапан надува 6, разъединитель межпакерный 7, КЗПКНП межпакерный 8, верхние надувной пакер 9 и клапан надува 10, верхний центратор 11, разъединитель надпакерный 12, клапан циркуляционный 13, НКТ 14.

Над заглушкой 1 установлен КЦПТС 2, служащий для организации сообщения внутренней полости НКТ 14 с затрубным пространством.

Нижний 3 и верхний 11 центраторы, размещенные над КЦПТС 2 и верхним клапаном надува 10 соответственно, предназначены для центрирования погружного оборудования в скважине.

КЗПКНП подпакерный 4 и межпакерный 8 (фиг. 1), размещенные под нижним надувным 5 и верхним надувным 9 пакерами соответственно, состоят из корпуса 15 (фиг. 2, б), внутри которого размещены: клапан закачки, состоящий из подвижного поршня закачки 16 (фиг. 2, а), верхней пружины 17 и отверстий 18 (фиг. 2, в) закачки, и клапан перепуска, включающий подвижный поршень перепуска 19 (фиг. 2, а), нижнюю пружину 20 (фиг. 2, в) и отверстие 21 (фиг. 2, б) перепуска.

Осевое перемещение подвижного поршня перепуска 19 ограничивается торцом подвижного поршня закачки 16. Осевое перемещение подвижного поршня закачки 16 ограничивается неподвижным фиксатором 22. На штоке 23 подвижного поршня закачки 16 фрезерованы профильные пазы 24 непрерывного движения, взаимодействующие с неподвижным фиксатором 22 и позволящие занимать подвижным поршням закачки 16 и перепуска 19 шесть позиций (фиг. 4, 5). КЗПКНП подпакерный 4 и межпакерный 8 служат для закачки технологической жидкости из колонны НКТ 14 в затрубное пространство и перепуска флюида из затрубного пространства в полость колонны НКТ 14.

Нижний надувной 5 и верхний надувной 9 пакеры (фиг. 1), служащие для поинтервального перекрытия ствола скважины, размещенны над КЗПКНП подпакерным 4 и межпакерным 8 соответственно, имеют радиальные отверстия 25 (фиг. 3, б) в камерах надува 26, внутренний 27 (фиг. 3, а) и наружный 28 эластичные рукава с размещенным между ними металлическим пластинчатым каркасом 29. Внутренний эластичный рукав 27 герметично прикреплен к штоку 30 (фиг. 3, б) при помощи неподвижной втулки 31 (фиг. 3, в), к которой присоединен корпус 32 (фиг. 3, в) клапанов надува 6, 10 (фиг. 1), и подвижной втулки 33 (фиг. 3, а), в которую ввернут кожух 34 (фиг. 3, в) с размещенной в нем пружиной возврата 35 (фиг. 3, а).

Нижний 6 и верхний 10 (фиг. 1) клапаны надува, расположенные над нижним 5 и верхним 9 надувными пакерами соответственно, включают корпус 32 (фиг. 2, в), подвижный поршень 36 (фиг. 2, б) с пружиной 37. В корпусе 32 размещен подвижный переводник 38 (фиг. 3, в) с конусной резьбой 39 (фиг. 3, а).

Межпакерный 7 (фиг. 1) и надпакерный 12 разъединители колонны НКТ 14, расположенные над нижним клапаном надува 6 и верхним центратором 11 соответственно, при необходимости, а также при проведении ремонтов, позволяют отсоединять колонну НКТ 14 с вышерасположенным скважинным оборудованием без глушения скважины.

Клапан циркуляционный 13, установленный в НКТ 14 в интервале обсаженной части скважины и включающий неподвижный корпус 40 (фиг. 6, а), подвижный корпус 41 с кожухом 42 (фиг. 6, б), снабженным планками 43 (фиг. 6, а) на выдвижных пружинах 44, открывается при движении колонны НКТ 14 вверх, благодаря чему происходит перетекание жидкости из внутренней полости колонны НКТ 14 в затрубное пространство - осуществляется выравнивание перепада давлений.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования для поинтервального исследования пластов.

Перед спуском оборудования производят шаблонирование скважины (на чертеже не показана). Оборудование собирают в следующей последовательности: заглушка 1 (фиг. 1), КЦПТС 2, нижний центратор 3, КЗПКНП подапкерный 4, нижние надувной пакер 5 и клапан надува 6, разъединитель межпакерный 7, КЗПКНП надпакерный 8, верхние надувной пакер 9 и клапан надува 10, верхний центратор 11, разъединитель надапкерный 12, клапан циркуляционный 13.

Затем производят спуск оборудования на колонне НКТ 14 (фиг. 1) до забоя. В начале процесса спуска нижний 6 и верхний 10 клапаны надува пакеров, КЗПКНП подпакерный 4 и межпакерный 8 находятся в закрытом положении. При превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ 14 происходит открытие отверстий перепуска 21 (фиг. 2, б) КЗПКНП подпакерного 4 и межпакерного 8 и заполнение колонны НКТ 14 скважинной жидкостью. Таким образом, происходит выравнивание перепада давлений, после которого отверстия перепуска 21 КЗПКНП подпакерного 4 и межпакерного 8 автоматически закрываются.

Далее к внутренней полости колонны НКТ 14 подключают насосный агрегат (на чертеже не показан), производят первую подачу жидкости и создают давление, например 15 МПа, под действием которого у нижнего 5 и верхнего 9 надувных пакеров открываются нижний 6 и верхний 10 клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры 26 (фиг. 3, б), далее выдерживают погружное оборудование под давлением, например 18,5 МПа, в течение пяти минут, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения, например 15 МПа, нижний 6 (фиг. 1) и верхний 10 клапаны надува закрываются полностью, нижний 5 и верхний 9 надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины.

При первой подаче жидкости и создании давления подвижные поршни закачки (фиг. 2, а) и перепуска 19 переходят из положения а (фиг. 4, 5) в положение б, при этом в обоих КЗПКНП отверстия закачки 18 (фиг. 2, в) и перепуска 21 (фиг. 2, б) закрыты. Производят перевод нижнего 5 и верхнего 9 надувных пакеров из транспортного положения в рабочее.

Затем осуществляют первый сброс давления. Подвижные поршни закачки 16 (фиг. 2, а) и перепуска 19 переходят в обоих КЗПКНП в положение в (фиг. 4, 5). При этом в КЗПКНП подпакерном 4 имеют возможность открыться отверстия перепуска 21, через которые производят отбор флюида из подпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия перепуска 18 и закачки 21 КЗПКНП межпакерного 8.

Производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, например 10 МПа, при котором подвижные поршни закачки 16 и перепуска 19 переходят в положение г (фиг. 4, 5). При этом в КЗПКНП подпакерном 4 (фиг. 1) открываются отверстия закачки 18 (фиг. 2, в), через которые при необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки 18 и перепуска 21 КЗПКНП межпакерного 8.

Далее производят второй сброс давления. Подвижные поршни закачки 16 и перепуска 19 у обоих КЗПКНП переходят в положение д. При этом в КЗПКНП межпакерном 8 имеют возможность открыться отверстия перепуска 21, через которые осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки 18 и перепуска 21 КЗПКНП подпакерного 4.

Производят третью подачу жидкости и создают давление, при котором подвижные поршни закачки 16 и перепуска 19 в обоих КЗПКНП переходят в положение е. При этом в КЗПКНП межпакерном 8 открываются отверстия закачки 18, а в КЗПКНП подпакерном 4 закрыты отверстия закачки 18 и перепуска 21.

При третьем сбросе давления подвижные поршни закачки 16 и перепуска 19 у обоих КЗПКНП переходят в исходное положение.

При необходимости переустановки на другой интервал к погружному оборудованию прикладывают направленную вверх осевую нагрузку, фиксируют и оставляют его в натянутом состоянии. Падение нагрузки на крюке (на чертеже не показан) свидетельствует о срыве надувных пакеров. Далее погружное оборудование оставляют в состоянии покоя, например на 10 минут, для того, чтобы внутренние 27 (фиг. 3, а) и внешние 28 эластичные рукава нижнего 5 (фиг. 1) и верхнего 9 надувных пакеров полностью приняли первоначальный наружный диаметр, затем производят медленное перемещение погружного оборудования вверх до следующего интервала установки, при этом открывается циркуляционный клапан 13 и происходит перетекание жидкости из внутренней полости колонны НКТ 13 в затрубное пространство - осуществляется выравнивание перепада давлений, при достижении нужного интервала перемещение прекращают и опускают вниз, например на 100-300 мм, в результате чего циркуляционный клапан 13 закрывается, затем фиксируют погружное оборудование в нужном интервале.

Для извлечения погружного оборудования производят подачу давления, например 22 МПа, при котором происходит срез штифтов (на чертеже не показаны) КЦПТС 2, что приводит к сообщению внутренней полости НКТ 14 с затрубным пространством. Далее производят срыв нижнего 5 и верхнего 9 надувных пакеров в вышеописанной последовательности.

Заявляемое изобретение позволяет ускорить работы по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции, обеспечить переустановку погружного оборудования для поинтервального исследования пластов на требуемые интервалы скважины два и более раз без извлечения на поверхность, обеспечить безаварийный подъем оборудования на устье скважины из горизонтальных необсаженных скважин.

1. Способ для исследования параметров пластов на трубах, включающий спуск в скважину до забоя или заданной глубины погружного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), верхнего и нижнего надувных пакеров, имеющих радиальные отверстия в камерах надува, наружный и внутренний эластичные рукава с размещенным между ними металлическим пластинчатым каркасом, перевод нижнего и верхнего надувных пакеров из транспортного положения в рабочее, отличающийся тем, что сборку и спуск погружного оборудования осуществляют в следующей последовательности: заглушка, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, циркуляционный клапан, в начале процесса спуска погружного оборудования клапаны надува надувных пакеров, КЗПКНП подпакерный и межпакерный находятся в закрытом положении, при превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ происходит открытие отверстий перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного и заполнение колонны НКТ скважинной жидкостью, таким образом происходит выравнивание перепада давлений, после чего отверстия перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного автоматически закрываются, затем к колонне НКТ подключают насосный агрегат, далее производят первую подачу жидкости, во время проведения которой у КЗПКНП межпакерного и подпакерного закрыты отверстия закачки и перепуска, и создают давление, при котором у нижнего и верхнего надувных пакеров открываются нижний и верхний клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры, далее выдерживают погружное оборудование под давлением, в течение пяти минут, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения надувные клапаны закрываются полностью, надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины, при первом сбросе давления в КЗПКНП подпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, далее осуществляют отбор флюида из подпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного, производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, при котором в КЗПКНП подпакерном открываются отверстия закачки, при необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного, далее производят второй сброс давления, при котором в КЗПКНП межпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, затем осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП подпакерного, проводят третью подачу жидкости и создают давление, при котором в КЗПКНП межпакерном открываются отверстия закачки, а в КЗПКНП подпакерном закрыты отверстия закачки и перепуска, затем осуществляют третий сброс давления, при котором отверстия закачки и перепуска обоих КЗПКНП приходят в исходное положение.

2. Оборудование для исследования параметров пластов на трубах, включающее заглушку, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами (КЦПТС), нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, клапан циркуляционный, НКТ, отличающееся тем, что над заглушкой установлен КЦПТС, нижний и верхний центраторы размещены над КЦПТС и верхним клапаном надува соответственно, КЗПКНП подпакерный и межпакерный размещены под нижним надувным и верхним надувным пакерами соответственно, состоят из корпуса, внутри которого размещены: клапан закачки, состоящий из подвижного поршня закачки, верхней пружины и отверстий закачки, и клапан перепуска, который включает подвижный поршень перепуска, нижнюю пружину и отверстие перепуска, осевое перемещение подвижного поршня перепуска ограничено торцом подвижного поршня закачки, осевое перемещение подвижного поршня закачки ограничено неподвижным фиксатором, на штоке подвижного поршня закачки фрезерованы профильные пазы непрерывного движения, выполненные с возможностью взаимодействия с неподвижным фиксатором, и позволяют занимать подвижным поршням закачки и перепуска шесть позиций, межпакерный и надпакерный разъединители колонны НКТ расположены над нижним клапаном надува и верхним центратором соответственно и выполнены с возможностью отсоединения колонны НКТ, клапан циркуляционный выполнен с возможностью открытия при движении колонны НКТ вверх.



 

Похожие патенты:

Методология для выполнения отбора образцов флюидов в скважине, проходящей пласт-коллектор, и флюидного анализа образов флюидов для определения их свойств (включая содержание асфальтенов).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения параметров пластовых флюидов по глубинным пробам непосредственно на скважине без применения стационарных PVT установок.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к технической области разработки подземных недр, разработки газоносного пласта-коллектора, к области мониторинга геологического объекта хранилища газа.

Изобретение относится к устройствам для испытания продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом является упрощение конструкции и уменьшение габаритов устройства.

Изобретение относится к способам, которые могут информировать оператора пробоотборника о заполнении пробоотборной камеры. Техническим результатом является повышение эффективности принятия решения об отборе проб и регулировке.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для отбора проб из манифольда арматуры устья нефтедобывающей скважины, а также при отборе проб жидкости из трубопровода.

Изобретение относится к способу, устройству и системе распознавания ископаемых. Техническим результатом является определение происхождения шлама/ископаемых, особенно в вертикальных разведочных скважинах.

Группа изобретений относится к технологии и технике отбора проб из сред, подверженных расслоению, и может найти применение в нефтяной и других отраслях промышленности народного хозяйства.

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла.

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.

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.
Наверх