Пакерная двуствольная эжекторная установка добывающей скважины (варианты)

Группа изобретений относится к пакерным двуствольным эжекторным установкам. Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин. Пакерная двуствольная эжекторная установка добывающей скважины содержит колонну лифтовых труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан. Струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с диффузором и каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой соплом с поверхности скважины, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта. Установка дополнительно содержит колонну насосно-компрессорных труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты ниже радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной лифтовых труб межтрубный коаксиальный проточный канал подвода нагнетаемой жидкости в радиальные каналы муфты, а колонна лифтовых труб сообщается с каналом выброса в нее двухфазной смеси из диффузора струйного насоса. Сопло установлено в аксиальном канале муфты, сообщающемся с ее радиальными каналами для подвода нагнетаемой жидкости из межтрубного проточного канала. Аксиальный канал муфты со стороны, противоположной соплу, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами.

Известен вставной забойный струйный насос для подъема нефти из малопродуктивного горизонта, содержащий пакер, устанавливаемый в скважине на насосно-компрессорных трубах, вставной струйный насос, состоящий из диффузора, камеры смешения, сопла и уплотнительных манжет. В верхней части струйного насоса выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, спускаемого на скребковой проволоке (Авторское свидетельство СССР №156902. Вставной забойный струйный насос. - МПК: Е21b. -25.09.1963. Бюл. №17).

Известна скважинная насосная установка, содержащая пакер, подъемную трубу и установленный в ней при помощи верхней и нижней замковых опор корпус спускаемого струйного аппарата. В корпусе струйного аппарата выполнены камера смешения, диффузор и установлено активное сопло. Корпус аппарата в зоне между опорами имеет кольцевую проточку, верхняя торцовая стенка которой имеет площадь поперечного сечения, превышающую площадь нижней торцовой стенки (Авторское свидетельство СССР №898121. Скважинная насосная установка. - МПК3: F04F 5/02. - 15.01.1982. Бюл. №2).

Известно устройство для откачки нефти из скважины, содержащее установленный на насосно-компрессорных трубах струйный насос с соплом и диффузором, пакер с обратным клапаном для сообщения подпакерного и надпакерного пространств. (Авторское свидетельство СССР №949164. Устройство для откачки нефти из скважины. - МПК3: E21B 43/00. - 07.08.1982. Бюл. №29).

Известна скважинная насосная установка, содержащая пакер, подъемную трубу с циркуляционными каналами, образующими затрубное пространство, и расположенный в трубе струйный аппарат. В циркуляционных каналах расположены опрессовочные заглушки. Над струйным аппаратом и в стенке подъемной трубы установлены обратные клапаны. (Авторское свидетельство СССР №966323. Скважинная насосная установка. -МПК3: F04F 5/02. - 15.10.1982. Бюл. №38).

Основным недостатком известных технических решений является то, что они требуют для нагнетания в межтрубное пространство скважины энергетического газа или жидкости высокого давления с целью отбора пластовой смеси (флюида), что снижает производительность и надежность эксплуатации добывающих скважин.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение производительности добывающих скважин путем создания газлифта для подъема пластового продукта в струйный насос сопутствующим сжатым газом в процессе отбора пластового продукта из залежи с образованием газовой шапки в подпакерном пространстве скважины и повышение надежности эксплуатации за счет исключения обсадной колонны скважины из процесса добычи пластового продукта.

Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в пакерной двуствольной эжекторной установке добывающей скважины, в первом варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан, согласно предложенному техническому решению, струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с диффузором и каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой соплом с поверхности скважины, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта, при этом установка дополнительно содержит колонну насосно-компрессорных труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты ниже радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной лифтовых труб межтрубный коаксиальный проточный канал подвода нагнетаемой жидкости в радиальные каналы муфты, а колонна лифтовых труб сообщается с каналом выброса в нее двухфазной смеси из диффузора струйного насоса, при этом сопло установлено в аксиальном канале муфты, сообщающемся с ее радиальными каналами для подвода нагнетаемой жидкости из межтрубного проточного канала, причем аксиальный канал муфты со стороны, противоположной соплу ниже уровня радиальных каналов, заблокирован заглушкой.

Указанный технический результат достигается тем, что в пакерной двуствольной эжекторной установке добывающей скважины, во втором варианте исполнения, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан, согласно предложенному техническому решению, струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с соплом, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты перекрестного течения, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты перекрестного течения с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта, при этом установка дополнительно содержит колонну лифтовых труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты перекрестного течения ниже ее радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной насосно-компрессорных труб межтрубный коаксиальный проточный канал подъема двухфазной смеси на поверхность скважины, а колонна насосно-компрессорных труб сообщается с каналом подвода нагнетаемой жидкости в сопло струйного насоса, причем диффузор с каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой с поверхности скважины, установлен в аксиальном канале муфты перекрестного течения и сообщается с каналом выброса двухфазной смеси в сообщающиеся между собой аксиальный и радиальные каналы муфты перекрестного течения, последние, в свою очередь, сообщаются с межтрубным проточным каналом, причем аксиальный канал муфты перекрестного течения со стороны, противоположной диффузору, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленные технические решения могут быть успешно реализованы на нефтегазодобывающих скважинах. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные варианты пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины предназначены для добычи скважинного продукта. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение производительности добывающих скважин.

На фиг. 1 схематично показан общий вид пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины в двух вариантах исполнения; на фиг. 2 - струйный насос эжекторной установки добывающей скважины в первом варианте исполнения на фиг. 1; на фиг. 3 - струйный насос эжекторной установки добывающей скважины во втором варианте исполнения на фиг. 1.

Пакерные двуствольные эжекторные установки добывающих скважин в обоих вариантах исполнения содержат колонну лифтовых труб 1 и колонну НКТ 2, закрепляемые в обсадной колонне 3 скважины устьевой арматурой 4, образующие между собой межтрубный коаксиальный проточный канал 5, струйный насос 6 и примкнутый к нему пакер 7, устанавливаемый выше продуктивного пласта А, с патрубком 8 для забора пластового продукта (Фиг. 1).

Струйный насос 6 пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины, в первом варианте исполнения, содержит муфту 9 перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с диффузором 10 и каналом 11 смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости из сопла 12, нагнетаемой с поверхности скважины, образующими между собой камеру 13 подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами 14 муфты 9, а с другого - с впускным коллектором 15, снабженным на входе обратным клапаном 16, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами 14 муфты 9 с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом А скважины через примкнутый к коллектору 15 пакер 7 и патрубок 8 для забора пластового продукта. Колонна НКТ 2 сопряжена нижним торцом с наружной поверхностью муфты 9 ниже радиальных каналов 17 и образует с колонной лифтовых труб 1 межтрубный коаксиальный проточный канал 5 подвода нагнетаемой жидкости с поверхности скважины в радиальные каналы 17 муфты 9 (Фиг. 2). Колонна лифтовых труб 1 сообщается с каналом 18 выброса в нее двухфазной среды из диффузора 10 струйного насоса 6. Сопло 12 выполнено с каналом 19 для подвода нагнетаемой жидкости и установлено в аксиальном канале 20 муфты 9, сообщающемся с ее радиальными каналами 17 для подвода нагнетаемой жидкости из межтрубного проточного канала 5. Аксиальный канал 20 муфты 9 со стороны, противоположной соплу 12, ниже уровня радиальных каналов 17 заблокирован заглушкой 21. В верхней части струйного насоса 6 выполнено замковое устройство 22 для посадки и извлечения его с помощью ловителя, спускаемого на скребковой проволоке (условно не показан).

Струйный насос 6 пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины, во втором варианте исполнения, содержит муфту 9 перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с соплом 12, образующими между собой камеру 13 подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами 14 муфты 9, а с другого - с впускным коллектором 15, снабженным на входе обратным клапаном 16, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами 14 муфты 9 с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом А скважины через примкнутый к коллектору 15 пакер 7 и патрубок 8 забора пластового продукта. Колонна лифтовых труб 1 сопряжена нижним торцом с наружной поверхностью муфты 9 ниже ее радиальных каналов 17 и образует с колонной НКТ 2 межтрубный коаксиальный проточный канал 5 подъема двухфазной среды на поверхность скважины. (Фиг. 3). Колонна НКТ 2 сообщается с каналом 21 для подвода нагнетаемой жидкости в сопло 12 струйного насоса 6. Диффузор 10 с каналом 11 смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости из сопла 12, нагнетаемой с поверхности скважины, установлен в аксиальном канале 20 муфты 9 и сообщается с каналом 18 выброса двухфазной среды в сообщающиеся радиальные 17 каналы муфты 9, последние, в свою очередь, сообщаются с межтрубным проточным каналом 5. Аксиальный канал 20 муфты 9 со стороны, противоположной диффузору 10, ниже уровня радиальных каналов 17 заблокирован заглушкой 21. В верхней части струйного насоса 6 выполнено замковое устройство 22 для посадки и извлечения его с помощью ловителя, спускаемого на скребковой проволоке (условно не показан).

Пакерные двуствольные эжекторные установки добывающих скважин работают следующим образом.

В первом варианте исполнения пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины, с поверхности скважины через устьевую арматуру 4 по межтрубному коаксиальному проточному каналу 5 между колонной лифтовых 1 и колонной НКТ 2, сопряженной нижним торцом с наружной поверхностью муфты 9 ниже радиальных каналов 17, в добывающую скважину нагнетают жидкость, которая, протекая через сообщающиеся радиальные каналы 17 и канал 19, поступает в сопло 12 струйного насоса 6. Наличие струи нагнетаемой жидкости из сопла 12 позволяет начать добычу пластового продукта из пласта А струйным насосом 6. Нагнетаемая с поверхности скважины жидкость, истекая струей из сопла 12, перемещается через камеру 13 подвода пластового продукта в канал 11 смешения его с нагнетаемой жидкостью, и под действием сил трения струя жидкости увлекает пластовый продукт в канал 11 смешения пластового продукта с нагнетаемой жидкостью, вследствие чего в камере 13 подвода пластового продукта снижается давление, под воздействием которого пластовый продукт всасывается из продуктивного пласта А через периферийные продольные каналы 14 муфты 9, впускной коллектор 15 с обратным клапаном 16, пакер 7 и патрубок 8 забора пластового продукта. Из канала 11 смешения пластового продукта с нагнетаемой жидкостью двухфазная смесь поступает в диффузор 10, в котором кинетическая энергия двухфазной смеси частично преобразуется в потенциальную энергию и через канал 18 выбрасывается в колонну лифтовых труб 1, по последней двухфазная смесь поднимается в устьевую арматуру 4 и далее перемещается на поверхность скважины и разделяется сепаратором на фазы.

Во втором варианте исполнения пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины, с поверхности скважины через устьевую арматуру 4 по колонне НКТ 2 в добывающую скважину нагнетают жидкость, которая через канал 19 подвода нагнетаемой жидкости поступает в сопло 12 струйного насоса 6. Наличие струи нагнетаемой жидкости из сопла 12 позволяет начать добычу пластового продукта из пласта А струйным насосом 6. Нагнетаемая жидкость, истекая струей из сопла 12, перемещается через камеру 13 подвода пластового продукта в канал 11 смешения его с нагнетаемой жидкостью, и под действием сил трения струя жидкости увлекает пластовый продукт в канал 11 смешения пластового продукта с нагнетаемой жидкостью, вследствие чего в камере 13 подвода пластового продукта снижается давление, под воздействием которого пластовый продукт всасывается из продуктивного пласта А через периферийные продольные каналы 14 муфты 9, впускной коллектор 15 с обратным клапаном 16, пакер 7 и патрубок 8 для забора пластового продукта. Из канала 11 смешения пластового продукта с нагнетаемой жидкостью образовавшаяся двухфазная смесь поступает в диффузор 10, в котором кинетическая энергия двухфазной смеси частично преобразуется в потенциальную энергию и через канал 18 двухфазная смесь выбрасывается в сообщающиеся радиальные 17 каналы муфты 9, затем она поступает в межтрубный коаксиальный проточный канал 5 между колонной лифтовых 1 и колонной НКТ 2, сопряженной нижним торцом с наружной поверхностью муфты 9 ниже радиальных каналов 17, по которому двухфазная смесь поднимается в устьевую арматуру 4 и далее перемещается на поверхность скважины и разделяется сепаратором на фазы.

Сопутствующий пластовому продукту сжатый газ, исходящий из продуктивного пласта А, образует в подпакерном пространстве обсадной трубы 3 газовую шапку, которая своим расширением создает в добывающей скважине газлифт, способствующий вытеснению пластового продукта из продуктивного пласта А через патрубок 8 забора пластового продукта, пакер 7, впускной коллектор 15 с обратным клапаном 16 и периферийные продольные каналы 14 муфты 9 в камеру 13 подвода пластового продукта в канал 11 смешения его с нагнетаемой жидкостью из сопла 12 струйного насоса 6, увеличивая тем самым производительность добывающей скважины. С достижением депрессии продуктивного пласта А прекращают нагнетание жидкости с поверхности скважины в струйный насос 6 эжекторной установки, в результате чего обратный клапан 16 в коллекторе 15 закрывается, предотвращая попадание жидкости в продуктивный пласт А, что приводит к восстановлению гидростатического давления в струйном насосе 6 перед обратным клапаном 16 в коллекторе 15.

При необходимости замены струйных насосов 6 последние спускают и извлекают из скважины с помощью ловителя, спускаемого на скребковой проволоке и зацепляемого за замковое устройство 22, выполненное в верхней части струйного насоса 6.

Использование предложенных вариантов пакерной двуствольной эжекторной установки добывающей скважины в нефтегазодобывающей промышленности может значительно повысить производительность и надежность эксплуатации добывающих скважин в соответствии с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.

1. Пакерная двуствольная эжекторная установка добывающей скважины, содержащая колонну лифтовых труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан, отличающаяся тем, что струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с диффузором и каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой соплом с поверхности скважины, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта, при этом установка дополнительно содержит колонну насосно-компрессорных труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты ниже радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной лифтовых труб межтрубный коаксиальный проточный канал подвода нагнетаемой жидкости в радиальные каналы муфты, а колонна лифтовых труб сообщается с каналом выброса в нее двухфазной смеси из диффузора струйного насоса, при этом сопло установлено в аксиальном канале муфты, сообщающемся с ее радиальными каналами для подвода нагнетаемой жидкости из межтрубного проточного канала, причем аксиальный канал муфты со стороны, противоположной соплу, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой.

2. Пакерная двуствольная эжекторная установка добывающей скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан, отличающаяся тем, что струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с соплом, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта, при этом установка дополнительно содержит колонну лифтовых труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты ниже ее радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной насосно-компрессорных труб межтрубный коаксиальный проточный канал подъема двухфазной смеси на поверхность скважины, а колонна насосно-компрессорных труб сообщается с каналом подвода нагнетаемой жидкости в сопло струйного насоса, причем диффузор с каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой с поверхности скважины, установлен в аксиальном канале муфты и сообщается с каналом выброса двухфазной смеси в сообщающиеся между собой аксиальный и радиальные каналы муфты, последние, в свою очередь, сообщаются с межтрубным проточным каналом, причем аксиальный канал муфты со стороны, противоположной диффузору, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой.



 

Похожие патенты:

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

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.

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

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

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

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

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.

Изобретение относится к 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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента углекислого газа и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, с расположенной в центре нагнетательной скважиной и с текущим пластовым давлением, равным (0,5-0,8)·Р(нач). Закачку СО2 ведут через коррозионно-устойчивые трубы с постепенным повышением расхода в нагнетательной скважине от нуля до значения, при котором давление закачки равно (0,7-0,9)·Р(гор). При этом одновременно повышают забойное давление в добывающих скважинах от давления насыщения нефти углеводородным газом до текущего пластового давления, при котором прекращается приток жидкости к скважинам. После этого расход газа уменьшают до значения, при котором давление закачки равно Р(нач). В добывающих скважинах в течение данного времени забойное давление снижают до Р(нас). Циклы закачки газа повторяют до момента восстановления текущего пластового давления до (0,9-1,1)·Р(нач). После завершения циклов останавливают закачку СО2, добычу ведут через добывающие скважины при забойном давлении выше Р(нас) нефти СО2 или углеводородным газом. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения циклической закачки углекислого газа и регулирования режима работы добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии, и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин. Технический результат - повышение эффективности работы устройства за счет сокращения сроков освоения скважин, интенсификации нефтегазовых притоков и возможность обработки пластов перфораторами и различными растворами без извлечения устройства из скважины. Устройство содержит установленный на колонне насосно-компрессорных труб корпус с входным каналом подачи рабочего агента и центральным каналом подвода перекачиваемой среды. В верхней части устройства размещена вихревая камера смешения с завихрителем потока и выходными каналами. С корпусом соединен пакер. Он предназначен для разобщения затрубного пространства. Центральный канал подвода перекачиваемой среды выполнен сквозным. Он проходит через верхнюю часть вихревой камеры, где выполнено посадочное гнездо. В этом посадочном седле свободно размещена съемная трубчатая вставка, имеющая П-образное продольное сечение. В ней выполнены радиальные каналы, сообщающие центральный канал с вихревой камерой. При этом центральный канал выполнен с диаметром, обеспечивающим возможность прохода через него оборудования для обработки скважины после извлечения вставки из канала. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока. Способ включает контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами. При наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг за работой скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению. 4 пр., 4 ил.

Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья. Технический результат – увеличение коэффициента продуктивности в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах. По способу осуществляют регистрацию изменения коэффициента продуктивности в процессе воздействия на призабойную зону скважины снижением давления на ее забое. При этом осуществляют определение напряжения, соответствующего необратимому увеличению проницаемости образцов горных пород продуктивного пласта, определяемого из опытов по исследованию зависимости проницаемости горных пород в области забоя от действующих в них напряжений. Создают депрессию на забое скважины. Поддерживают депрессию на одном уровне до прекращения повышения дебита флюида. Продолжают увеличивать депрессию на забое скважины. Контролируют дебит скважины при различных значениях депрессии до прекращения роста дебита. Рассчитывают на основе полученных данных для каждого значения депрессии коэффициент продуктивности скважины, определяемый по аналитическому выражению. При прекращении роста коэффициента продуктивности скважину переводят в эксплуатационный режим. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к пакерным двуствольным эжекторным установкам. Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин. Пакерная двуствольная эжекторная установка добывающей скважины содержит колонну лифтовых труб, закрепляемую устьевой арматурой, струйный насос, в верхней части которого выполнено замковое устройство для посадки и извлечения его с помощью ловителя, пакер и обратный клапан. Струйный насос содержит муфту перекрестного течения, герметически состыкованную с одного торца с диффузором и каналом смешения пластового продукта, увлекаемого струей жидкости, нагнетаемой соплом с поверхности скважины, образующими между собой камеру подвода пластового продукта, сообщающуюся с периферийными продольными каналами муфты, а с другого - с впускным коллектором, снабженным на входе ранее упомянутым обратным клапаном, сообщающимся, в свою очередь, с периферийными продольными каналами муфты с одной стороны и с другой - с продуктивным пластом скважины через примкнутый к коллектору пакер и патрубок забора пластового продукта. Установка дополнительно содержит колонну насосно-компрессорных труб, сопряженную нижним торцом с наружной поверхностью муфты ниже радиальных каналов и закрепленную сверху в устьевой арматуре, образующую с колонной лифтовых труб межтрубный коаксиальный проточный канал подвода нагнетаемой жидкости в радиальные каналы муфты, а колонна лифтовых труб сообщается с каналом выброса в нее двухфазной смеси из диффузора струйного насоса. Сопло установлено в аксиальном канале муфты, сообщающемся с ее радиальными каналами для подвода нагнетаемой жидкости из межтрубного проточного канала. Аксиальный канал муфты со стороны, противоположной соплу, ниже уровня радиальных каналов заблокирован заглушкой. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх