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 2618710:

Купряшина Анастасия Анатольевна (RU)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом. 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 снизу 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, питаемого от кабеля погружного насоса. 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 снизу 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, питаемого от кабеля погружного насоса.

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 снизу 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, питаемого от кабеля погружного насоса 5.

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 нижний 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, снизу 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, питаемого от кабеля погружного насоса 5.

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 снизу 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, питаемого от кабеля погружного насоса.

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:

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью.

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.

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.

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.

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.

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 горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом. 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 ниже пакера. В пакер герметично вмонтирован хвостовик с верхней и нижней воронкой. В хвостовик герметично установлена винтовая втулка. При этом винтовой оголовок частично или полностью входит в винтовую втулку, регулируя объем перетока флюида из верхнего пласта в подпакерное 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.
Наверх