Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в нефтепромысловых скважинах. Устройство для ОРЭ двух пластов в скважине включает регулирующий клапан с системой гидропривода, в который входят плунжерный насос, связанный кинематически с валом электропривода и гидравлически с гидроцилиндром одностороннего действия. Гидроцилиндр включает корпус с крышками и подпружиненный поршень, шток которого шарнирно связан с телом отсекающего элемента, выполненного в виде затвора. Плунжерный насос размещается в компенсирующей камере, заполненной рабочей жидкостью. Компенсирующая диафрагменная камера ориентирована вдоль оси корпуса. При этом ее наддиафрагменная часть связана каналом в стенке корпуса с затрубным пространством, а поддиафрагменная полость - с входом плунжерного насоса. Подпружиненный поршень гидроцилиндра и отсекающий элемент (затвор) в момент закрытия (открытия) регулирующего клапана образуют дифференциальный поршень, у которого большей ступенью является подпружиненный поршень, а меньшей - отсекающий элемент. Технический результат заключается в снижении осевой нагрузки на валы электропривода устройства в условиях высоких забойных давлений в скважине при управлении регулирующим клапаном с поверхности в состоянии "закрытия (открытия)". 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в нефтепромысловых скважинах.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных центробежных насоса с отдельными кабелями, подающих продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб по обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (книга "Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений". / Р.А. Максутов, Б.Е. Доброскок, Ю.В. Зайцев. - М.: "Недра", 1974).

Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов в отдельности. Другим серьезным недостатком установки является трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей. Также данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении.

Близким аналогом по совокупности существенных признаков является установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (См. описание Патент РФ №2380522, 27.01.2010, Бюл. №3), в которой описывается возможность управления с поверхности скважины состояниями "открытия" и "закрытия" и степенью открытия регулирующего устройства, а также измерения на устье дебита флюида для пластов скважины. Установка включает в себя оснащение многопакерной или однопакерной компоновкой и спуск в нее колонны труб по крайней мере с одним регулирующим клапаном, состоящим из корпуса, внутри которого размещен электромеханический отсекающий элемент, и электропогружным насосом без или с кожухом.

Основным недостатком аналога является невозможность практического применения изобретения, т.к. на настоящий момент отсутствует работоспособная конструкция привода регулирующего клапана, отвечающего упомянутым выше критериям (управления с поверхности скважины состояниями "открытия" и "закрытия" и степенью открытия регулирующего клапана, а также измерения на устье дебита флюида для пластов скважины).

Такая работоспособная конструкция (прототип) предлагается в положительном решении на изобретение "Устройство для ОРЭ скважин" (№2013112976, 22.03.2013, Бюл. №27 от 2014 г.), в которой регулирующий клапан приводится с помощью электрогидравлической системы, включающей плунжерный насос высокого давления, с одной стороны кинематически связанный с валами привода (мотор-редуктора и ШВП), а с другой - гидравлически связанный с гидроцилиндром одностороннего действия, поршень которого посредством штока воздействует на перемещение затвора, при этом устройство включает в себя компенсирующую цилиндрическую диафрагму, внутренняя полость которой заполнена рабочей жидкостью (маслом) и сообщается со входом плунжерного насоса, а с внешней стороны - каналом в стенке корпуса с затрубным пространством.

Недостатком устройства можно считать снижение его надежности при высоких забойных давлениях в скважине (от 32 МПа и выше) и необходимость создания соответствующих высоких давлений в гидроприводе для управления с поверхности скважины состояниями "закрытия (открытия)". Это может привести к возникновению на валах привода (мотор-редуктора, ШВП) нежелательных высоких осевых нагрузок, которые могут быть причиной разрушения последних.

Таким образом, задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение надежности работы устройства для ОРЭ двух пластов при эксплуатации электропогружным насосом.

Технический результат состоит в снижении осевой нагрузки на валы электропривода устройства для ОРЭ двух пластов при высоких забойных давлениях в процессе управления с поверхности состояниями "закрытия (открытия)" в скважине.

Экономический эффект от использования изобретения для насосных скважин может достигаться за счет: повышения надежности работы устройства, сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; повышения добычи продукции; сокращения затрат на проведение технологических мероприятий, увеличения межремонтного периода скважины и срока службы подземного оборудования, сокращения времени на проведение исследования и замеров параметров скважины.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, обеспечивающее достижение указанного выше технического результата, включает регулирующий клапан с системой гидропривода, содержащей размещенные в полости корпуса плунжерный насос, кинематически связанный с валом электропривода, и гидроцилиндр одностороннего действия, содержащий корпус с крышками и подпружиненный поршень, шток которого шарнирно связан с телом отсекающего элемента, выполненного в виде затвора, при этом насос включает в себя компенсирующую камеру, заполненную рабочей жидкостью, в которой расположена компенсирующая цилиндрическая диафрагма, ориентированная вдоль оси корпуса, компенсирующая диафрагма образует задиафрагменную полость, связанную каналом в стенке корпуса с затрубным пространством, и поддиафрагменную полость, которая гидравлически связана с входом плунжерного насоса, причем вход гидроцилиндра гидравлически соединен в выходом плунжерного насоса, а подпружиненный поршень гидроцилиндра одностороннего действия и связанный с ним штоком отсекающий элемент в момент закрытия (открытия) регулирующего клапана образуют дифференциальный поршень, у которого большей ступенью является подпружиненный поршень, а меньшей - отсекающий элемент.

Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается описанием конструкции и действия устройства для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, выполненного в соответствии с настоящим изобретением, сопровождаемым чертежом (фиг. 1), на котором изображена принципиальная схема устройства.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине состоит из плунжерного насоса 1, связанного кинематически с электроприводом 2 и гидравлически - с гидроцилиндром одностороннего действия 3, размещенных в корпусе 4.

Внутри гидроцилиндра перемещается поршень 5 со штоком 6, образующий надпоршневую полость 7. Поршень 5 подпружинен пружиной 8, которая размещается вне гидроцилиндра 3, упираясь с одной стороны в отбортовку штока 9, а с другой - в торец расточки корпуса 10 узла регулирующего клапана 11. Подпружиненный поршень 5 через шток 6 перемещает отсекающий элемент (затвор) 12 до посадки последнего на седло 13.

Плунжерный насос 1 включает в себя компенсирующую камеру 14, заполненную рабочей жидкостью, в которой расположена компенсирующая цилиндрическая диафрагма, ориентированная вдоль оси корпуса, компенсирующая диафрагма образует задиафрагменную полость 14а, связанную каналом в стенке корпуса с затрубным пространством, и поддиафрагменную полость 14б, которая гидравлически сообщается с входом плунжерного насоса 1.

При этом связанные между собой подпружиненный поршень 5, шток 6 и отсекающий элемент (затвор) 12 в момент закрытия (открытия) образуют дифференциальный поршень 15, у которого большей ступенью является подпружиненный поршень 5, а меньшей - отсекающий элемент 12. Величина давления в гидроцилиндре 3 будет зависеть от значения коэффициента дифференциации d (отношение площади меньшей ступени к площади - большей).

Устройство входит в установку ОРЭ (фиг. 1), включающей в себя оснащение скважины многопакерной или однопакерной компоновкой и спуск в нее колонны труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом.

Устройство работает следующим образом.

Крутящий момент от электропривода 2 преобразуется в возвратно-поступательное перемещение плунжера плунжерного насоса 1. При ходе нагнетания рабочая жидкость от плунжерного насоса 1 под давлением поступает в надпоршневую полость 7 гидроцилиндра 3, перемещая подпружиненный поршень 5 и связанный с ним штоком 6 отсекающий элемент 12.

Отсечение потока флюида из пласта происходит при посадке отсекающего элемента 12 на седло 13 при давлении Ргц в надпоршневой полости 7 гидроцилиндра 3, рассчитываемой по формуле:

Ргц=Рзаб×d+Рпр,

где Рзаб - забойное давление в скважине;

Рпр - давление на поршень от усилия пружины,

d - коэффициент дифференциации:

d=S1/S2, где

S1 - площадь герметизируемой поверхности отсекающего элемента в момент закрытия(открытия) (см. фиг. 1, вид А);

S2 - площадь поперечного сечения подпружиненного поршня.

Как видно из формулы, давление в гидроцилиндре будет тем меньше, чем меньше будет коэффициент d.

Степень перекрытия потока жидкости регулирующим клапаном будет зависеть от уровня заполнения надпоршневой полости 7 гидроцилиндра 3 рабочей жидкостью.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее регулирующий клапан с системой гидропривода, содержащей размещенные в полости корпуса плунжерный насос, кинематически связанный с валом электропривода, и гидроцилиндр одностороннего действия, содержащий корпус с крышками и подпружиненный поршень, шток которого шарнирно связан с телом отсекающего элемента, выполненного в виде затвора, при этом плунжерный насос включает в себя компенсирующую камеру, заполненную рабочей жидкостью, в которой расположена компенсирующая цилиндрическая диафрагма, ориентированная вдоль оси корпуса, компенсирующая диафрагма образует задиафрагменную полость, связанную каналом в стенке корпуса с затрубным пространством, и поддиафрагменную полость, которая гидравлически связана с входом плунжерного насоса, причем вход гидроцилиндра гидравлически соединен с выходом плунжерного насоса, отличающееся тем, что подпружиненный поршень гидроцилиндра одностороннего действия и отсекающий элемент в момент закрытия (открытия) регулирующего клапана образуют дифференциальный поршень, у которого большей ступенью является подпружиненный поршень, а меньшей - отсекающий элемент.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для последовательного отбора нефти и воды из скважины. Устройство содержит спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем.

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких продуктивных пластов одним погружным насосом.

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 области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов. Спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров. Низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном. Хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно. Крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. Промывают скважину через башмак с обратным клапаном. Закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов. Разобщают пласты при помощи заколонных пакеров. Спускают комплект испытательных инструментов на трубах. Создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида. Отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта. Проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида. Извлекают комплект испытательных инструментов. Задавливают водой исследованный пласт. После этого воду заменяют на технологический раствор. Следующие пласты испытывают аналогичным образом. После испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток. Скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом. Технический результат - повышение охвата выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. По способу уточняют контур нефтеносности залежи и борта вреза. Определяют нефтенасыщенную толщину продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе. Осуществляют бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин. Отбирают продукцию из скважины и закачивают рабочий агент в пласт через нагнетательные скважины. Горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в продуктивный пласт эрозионного вреза. Из горизонтального участка добывающей скважины бурят несколько дополнительных разнонаправленных участков в продуктивном пласте эрозионного вреза. Производят вторичное вскрытие добывающей скважины в интервалах горизонтальных участков продуктивного пласта эрозионного вреза. Остальной участок скважины с другой стороны от борта вскрывают на всем участке взаимодействия с залежью в карбонатном коллекторе. Разделение интервалов вскрытия горизонтальных участков от интервала вскрытия в залежи нефти производят устройством для одновременно-раздельной эксплуатации, которым осуществляют отбор продукции из разделенных интервалов независимо. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины. Варианты устройства одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины содержат устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры с нажимным и опорным якорными устройствами и безъякорным пакером, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента по пластам. Скважинные камеры оснащены блоками телемеханической системы (ТМС) регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, связанные со станцией управления (СУ) геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру и проведенным в скважине снаружи НКТ. К нижней скважинной камере присоединен хвостовик, заблокированный заглушкой. Скважинные камеры содержат прямоточный канал и канал отвода закачиваемого агента в пласт, выполненные в гильзах. В канале отвода закачиваемого агента установлены датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан блока ТМС. Датчики телеметрии установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана, а расходомер - до перепускного седла. Блок ТМС снабжен платой приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на СУ и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана. Первый вариант устройства ОРЗ выполнен с прямоточным отводом закачиваемого агента, в котором гильзы состыкованы на входе с впускным коллектором, и на выходе - с головкой, в которой выполнен радиальный канал. Коллектор и головка соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в которой размещена плата, соединенная с геофизическими кабелями, пропущенными через коллектор и головку, на выходе которых, вне зоны соединения их с НКТ, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с кабелем. Другой вариант устройства ОРЗ выполнен с обратным направлением отвода закачиваемого агента, в котором гильзы состыкованы на входе с головкой, в которой выполнен радиальный канал, и на выходе - с выпускным коллектором. Технический результат заключается в увеличении ресурса работы внутрискважинного оборудования. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты. Способ включает разбуривание залежи скважинами, определение границ пластов с различной проницаемостью. Затем производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной добычи из добывающих скажин. После этого на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта. Далее осуществляют разработку залежи в три этапа. На первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающий проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%. На втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов. В нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин. На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины. В продуктивном пласте, находящемся посередине нефтяного месторождения, перпендикулярно направлению главного напряжения σmax бурят один горизонтальный ствол, затем справа и слева по направлению горизонтального ствола бурят по одной вертикальной скважине со вскрытием всех продуктивных пластов, определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, крепят обсадными колоннами горизонтальный ствол добывающей скважины, вертикальные стволы нагнетательных скважин и производят перфорацию в вертикальных нагнетательных скважинах напротив каждого продуктивного пласта, а в горизонтальном стволе добывающей скважины производят перфорацию в зависимости от количества продуктивных пластов, проперфорированных нагнетательными скважинами. Далее в каждом интервале перфорации горизонтального ствола добывающей скважины производят поинтервальные гидроразрывы с образованием трещин и последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости каждого продуктивного пласта. Для образования трещины гидроразрыва в нижнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом. Для образования трещины гидроразрыва в пределах продуктивного пласта, в котором пробурен горизонтальный ствол, закачивают жидкость гидроразрыва без проппанта. А для образования трещины гидроразрыва в верхнем продуктивном пласте закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом. Для крепления трещин гидроразрыва в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 40 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 40 до 100 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш, в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 40/80 меш. Затем спускают насос в горизонтальный ствол добывающей скважины, производят закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины в продуктивные пласты, запускают насос и производят отбор продукции из горизонтального ствола добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин. Изначально определяют количество пластов в эрозионном врезе. Добывающую скважину бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе. Производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе. Отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации независимо от вреза и карбонатного коллектора. Закачку рабочего агента производят через нагнетательные скважины. Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности способа за счет исключения дополнительных энергетических затрат на закачку воды в нагнетательные скважины. По способу осуществляют бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения. Выполняют многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в горизонтальном стволе добывающей скважины. В продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину. С забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения, бурят первый горизонтальный ствол. Производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию. Производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта. В продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш. В продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш. Производят временное отсечение горизонтального ствола на входе. С забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения и противоположном направлению первого горизонтального ствола. Производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию. В горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт. Для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш. Второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш. Отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП. В вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для добычи жидких углеводородов. Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов содержит спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах винтовой насос, пакер. При этом винтовой штанговый насос, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом, расположен над верхним пластом, а второй частотно-регулируемый электрический винтовой насос расположен над нижним пластом. Опорный узел электрического винтового насоса соединен гибким валом с ротором насоса, соединенным с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации. Пакер установлен между электрическим винтовым насосом и верхним пластом. Установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором, установленным под штанговым винтовым насосом с входным модулем и над выходным модулем электрического винтового насоса. Входной модуль штангового винтового насоса и выходной модуль нижнего электрического винтового насоса имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта в надпакерную зону. Технический результат заключается в расширении эксплуатационных возможностей. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, которые предназначены для одновременно-раздельной закачки жидкости с поверхности в пласт и добычи скважинного флюида струйным насосом из другого пласта скважины. Способ одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости в скважину включает дозированную закачку жидкости в пласт и подъем струйным насосом скважинного флюида в составе двухфазной смеси и ее сепарацию на фазы. Эжекторные установки содержат приустьевую запорно-перепускную арматуру, колонны коаксиальных лифтовых и насосно-компрессорных труб с межтрубной полостью и пакерами, образующими подпакерную полость и межпакерную затрубную полость, струйный насос, муфту перекрестного течения с коллектором для закачивания жидкости, одновременно, в струйный насос и нижний пласт скважины. В первом варианте, эжекторная установка включает хвостовик с дроссельной втулкой, примкнутый к коллектору, для дозированного закачивания жидкости в нижний пласт. Муфта перекрестного течения обводными каналами сообщается с межтрубной полостью, а радиальным каналом - с межпакерной полостью. Струйный насос встроен в центральный канал муфты и сообщается радиальным каналом с камерой подвода скважинного флюида струйного насоса. Диффузор струйного насоса сообщается с колонной лифтовых труб для подъема двухфазной смеси на поверхность. В верхней части дроссельной втулки выполнено замковое устройство для посадки и извлечения ее с помощью ловителя. Во втором варианте, в колонну насосно-компрессорных труб встроена трубопроводная муфта с дроссельными отверстиями в стенке на уровне верхнего пласта для закачивания жидкости, одновременно, в сопло струйного насоса и верхний пласт. В третьем варианте, колонны коаксиальных лифтовых и насосно-компрессорных труб соединены второй муфтой с радиальными каналами на уровне верхнего пласта, в центральном канале которой размещена втулка с дроссельными отверстиями, сообщающимися с радиальными каналами муфты, для закачивания жидкости, одновременно, в сопло струйного насоса и верхний пласт. В четвертом варианте, в радиальном канале муфты, соединяющей колонны коаксиальных труб на уровне верхнего пласта, установлена электроприводная дроссельная заслонка регулирования потока закачиваемой жидкости, соединенная кабелем связи, пропущенным через кабельный ввод верхнего пакера, со станцией управления. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации и упрощении конструкции установки. 5 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в нефтепромысловых скважинах. Устройство для ОРЭ двух пластов в скважине включает регулирующий клапан с системой гидропривода, в который входят плунжерный насос, связанный кинематически с валом электропривода и гидравлически с гидроцилиндром одностороннего действия. Гидроцилиндр включает корпус с крышками и подпружиненный поршень, шток которого шарнирно связан с телом отсекающего элемента, выполненного в виде затвора. Плунжерный насос размещается в компенсирующей камере, заполненной рабочей жидкостью. Компенсирующая диафрагменная камера ориентирована вдоль оси корпуса. При этом ее наддиафрагменная часть связана каналом в стенке корпуса с затрубным пространством, а поддиафрагменная полость - с входом плунжерного насоса. Подпружиненный поршень гидроцилиндра и отсекающий элемент в момент закрытия регулирующего клапана образуют дифференциальный поршень, у которого большей ступенью является подпружиненный поршень, а меньшей - отсекающий элемент. Технический результат заключается в снижении осевой нагрузки на валы электропривода устройства в условиях высоких забойных давлений в скважине при управлении регулирующим клапаном с поверхности в состоянии закрытия. 1 ил.

Наверх