Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины



Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины

 


Владельцы патента RU 2617733:

Купряшина Анастасия Анатольевна (RU)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность. При этом регулировочное устройство состоит из электропривода, закрепленного на погружном насосе, телескопического штока и винтового оголовка. При этом погружной насос установлен выше пакера. В пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней воронкой. В хвостовик герметично установлена винтовая втулка. При этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта в надпакерное пространство. Регулирование погружения винтового оголовка в винтовую втулку обеспечивается телескопическим штоком посредством электропривода. Технический результат заключается в повышении эффективности ОРЭ двух пластов одной скважины за счет плавности регулирования смешения флюидов двух пластов одной скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к установкам для добычи нефти из скважин с несколькими продуктивными пластами одним погружным насосом.

Из уровня техники известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации, в котором раскрыта установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну труб, колонну штанг, один или два пакера, перепускные клапаны, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, которая также оснащена комплектом байпасной линии, расположенным выше установки электропогружного насоса, причем штанговый насос установлен внутри комплекта байпасной линии. При этом над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения. Причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов (см. RU 2515630 С1, опубл. 20.05.2014 г.).

Недостатками данной установки являются:

- низкая эксплуатационная надежность установки, связанная с наличием двух насосов;

- отсутствие возможности регулирования объема добываемых флюидов по пластам;

- сложность конструкции, обусловленная наличием двух пакеров, двух насосов и байпасной линии.

Наиболее близким устройством, взятым автором за прототип, является однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой - с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты. При этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. При этом оно снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, сообщающейся через эксцентричные каналы с камерой смешения флюидов, а снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан, в свою очередь стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. При этом регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов (см. RU 2523590 С1, опубл. 20.07.2014 г.).

Недостатками данной установки являются:

- отсутствие возможности регулирования объема добываемых флюидов по пластам, так как регулирование двухпозиционное - открыто/закрыто;

- сложность конструкции, обусловленная большим количеством оборудования ниже насоса.

Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины за счет плавности регулирования смешения флюидов двух пластов одной скважины.

Технический результат достигается тем, что в установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, содержащей спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность, согласно изобретению регулировочное устройство состоит из электропривода, закрепленного на погружном насосе, телескопического штока и винтового оголовка, при этом погружной насос установлен выше пакера, в пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней воронкой, в хвостовик герметично установлена винтовая втулка, при этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта в надпакерное пространство, регулирование погружения винтового оголовка в винтовую втулку обеспечивается телескопическим штоком посредством электропривода.

Кроме того, длина винтового оголовка и винтовой втулки составляет 0,5-3 метра.

Кроме того, винтовой оголовок и винтовая втулка выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.

На фиг. 1 схематично показана установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины содержит спускаемые в обсадную трубу 1 на колонне насосно-компрессорных труб 4 центробежный насос 5 с приемным модулем и электроприводом (отдельными позициями не обозначены), пакером 6 и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность, при этом согласно изобретению регулировочное устройство состоит из электропривода 8, закрепленного на погружном насосе 5, телескопического штока 9 и винтового оголовка 10, при этом погружной насос 5 установлен выше пакера 6, в пакер 6 герметично вмонтирован хвостовик 7 с верхней воронкой, в хвостовик 7 герметично установлена винтовая втулка 11, при этом винтовой оголовок 10 частично или полностью входит в винтовую втулку 11, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта 3 в надпакерное пространство, регулирование погружения винтового оголовка 10 в винтовую втулку 11 обеспечивается телескопическим штоком 9 посредством электропривода 8.

Кроме того, длина винтового оголовка 10 и винтовой втулки 11 составляет 0,5-3 метра.

Кроме того, винтовой оголовок 10 и винтовая втулка 11 выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины работает следующим образом.

Обсаженная скважина 1 вскрывает два продуктивных пласта: верхний 2 и цижний 3. Давление нижнего пласта 3 превышает давление верхнего пласта 2, при этом продукция верхнего и нижнего пласта может быть смешана перед подъемом на дневную поверхность. Сложность скважины заключается в том, что нижний пласт 3 своим повышенным давлением может задавить верхний пласт 2. Для эксплуатации такой скважины предлагается использовать установку для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Для этого спускают в обсадную трубу 1 на колонне насосно-компрессорных труб 4 и устанавливают пакер, разобщающий верхний 2 и нижний 3 пласты. При этом в пакер герметично вмонтирован хвостовик 7 с верхней воронкой. Кроме того, в хвостовик 7 герметично установлена винтовая втулка 11. Затем колонну НКТ 4 поднимают на дневную поверхность и спускают с центробежным насосом 5 с приемным модулем и электроприводом (отдельными позициями не обозначены). Кроме того, на погружном насосе 5 установлено регулировочное устройство, состоящее из электропривода 8, телескопического штока 9 и винтового оголовка 10. При этом погружной насос 5 установлен выше пакера 6. При этом винтовой оголовок 10 частично или полностью входит в винтовую втулку 11, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта 3 в надпакерное пространство. Регулирование погружения винтового оголовка 10 в винтовую втулку 11 обеспечивается телескопическим штоком 9 посредством электропривода 8.

Винтовая втулка 7 представляет собой трубу, по внутренней поверхности которой нарезаны винтовые канавки. Винтовой оголовок 10 представляет собой толстостенный цилиндр, по внешней поверхности которого нарезаны винтовые канавки. Количество и глубина канавок, а также шаг винтовой нарезки зависят от перепада давления между пластами 2 и 3, т.е. от того, какое сопротивление флюиду нижнего пласта 3 необходимо создать винтовой парой: винтовой оголовок 10 - винтовая втулка 11. Относительное перемещение винтового оголовка 10 относительно винтовой втулки 11 регулирует сопротивление флюиду нижнего пласта 3, перетекающему в надпакерное пространство.

Кроме того, длина винтового оголовка 10 и винтовой втулки 11 составляет 0,5-3 метра.

Кроме того, винтовой оголовок 10 и винтовая втулка 11 выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.

Выполнение регулирующего устройства в виде винтовой пары позволяет плавно регулировать перепад давления между пластами и смешение флюидов двух пластов, что обеспечивает повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления установки одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, а также сопроводительного чертежа для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, содержащая спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность, отличающаяся тем, что регулировочное устройство состоит из электропривода, закрепленного на погружном насосе, телескопического штока и винтового оголовка, при этом погружной насос установлен выше пакера, в пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней воронкой, в хвостовик герметично установлена винтовая втулка, при этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из нижнего пласта в надпакерное пространство, регулирование погружения винтового оголовка в винтовую втулку обеспечивается телескопическим штоком посредством электропривода.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что длина винтового оголовка и винтовой втулки составляет 0,5-3 м.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что винтовой оголовок и винтовая втулка выполнены с трех- или шестизаходной спиралью.



 

Похожие патенты:

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.

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 нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Наверх