Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования (КПО), по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины.

Известен способ Шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации пластов одной нагнетательной скважиной, выбранный в качестве аналога, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент №2253009, опубл. 27.05.2005 г.).

Недостаткам известного способа является то, что съемные клапаны, используемые для подачи рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, устанавливаются несоосно со скважинными камерами, что вызывает сложности при их установке, извлечении и замене. Также недостатком является отсутствие возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений.

Известен способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам, выбранный в качестве аналога, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ компоновки, включающей нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы (патент №2495235, опубл. 10.10.2013 г., патентообладателем является заявитель).

Недостатками известного способа являются: отсутствие возможности проведения геофизических исследований скважин в постоянном режиме и выравнивания подпакерного и межпакерного давлений.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее, выбранная в качестве прототипа, включающая колонну НКТ с разъединительным пакером, скважинной камерой со штуцером. Согласно изобретению скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями. Каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней. Для этого в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны. Сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта. Внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера. Внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ. Внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним герметично установлен цилиндрический штуцер, цилиндрическая поверхность которого снабжена сквозным(и) радиальным(и) отверстием(ями), совпадающим(и) с радиальными отверстиями тубуса. Диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса (патент 2473791, опубл. 27.01.2013 г.).

Недостатками известного способа являются отсутствие возможностей: выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательного извлечения верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, проведения геофизических исследований скважин в постоянном режиме.

Задачей, решаемой изобретением, является возможность выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательное извлечение верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простота изменения объемов закачки жидкости, проведение геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости.

Задача решается тем, что КПО (по первому варианту) оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают только верхний или последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего сбрасывают только верхний или последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы в НКТ до их посадки в корпусную часть соответствующих УРЗ, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и осуществляют закачку только в нижний пласт. КПО (по второму варианту) оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой УРЗ и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают на геофизическим кабеле на поверхность одновременно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего спускают вместе с геофизическим кабелем верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ в НКТ, затем в полость НКТ подают жидкость и проводят геофизические исследования, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в нижний пласт.

Возможность выравнивание подпакерного и межпакерного давлений осуществляется благодаря оснащению КПО клапаном выравнивания давления.

Последовательное извлечение верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата достигается благодаря установке надпаркеного узла безопасности.

Простота изменения объемов закачки жидкости достигается благодаря извлечению, ревизии и замене только верхнего или последовательно верхнего и нижнего извлекаемых штуцерных элементов из корпусной части соответствующего УРЗ с помощью стандартного геофизического оборудования, проволоки или колтюбинговой установки.

Проведение геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости достигается благодаря возможности герметизации геофизического кабеля в нижнем извлекаемом штуцерном элементе УРЗ.

На фиг. 1 приведена схема КПО для осуществления способа регулируемой закачки жидкости по пластам без геофизического кабеля. На фиг. 2 приведена схема КПО для осуществления способа регулируемой закачки жидкости по пластам с геофизическим кабелем. На фиг. 3 представлена схема скважинной камеры без герметизатора геофизического кабеля. На фиг. 4 представлена схема нижней скважинной камеры с герметизатором геофизического кабеля.

По первому варианту КПО (фиг. 1) включает в себя заглушку 1, нижнюю скважинную камеру 2 с нижним извлекаемым штуцерным элементом 3, нижний пакер 4, межпакерный узел безопасности 5, верхнюю скважинную камеру 6 с верхним извлекаемым штуцерным элементом 7, верхний пакер 8, клапан выравнивания давления 9 и надпакерный узел безопасности 10. Над нижней скважинной камерой 2 размещен нижний пакер 4. Межпакерный узел безопасности 5 размещен над нижним пакером 4. Верхняя скважинная камера 6 размещена под верхним пакером 8. Клапан выравнивания давления 9 размещен под нижним пакером 4 и служит для выравнивания подпакерного и межпакерного давлений. Надпакерный узел безопасности 10 расположен над верхним пакером 8 и служит для последовательного извлечения верхнего 8, а затем нижнего 4 пакеров в случае прихвата.

Нижняя 2 и верхняя 6 скважинные камеры представляют собой УРЗ, которые состоят из корпусной и извлекаемой частей и служат для регулирования объемов закачки жидкости в нижний и верхний пласты. Нижняя 2 и верхняя 6 скважинные камеры (фиг. 3) имеют нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 11, пазами под ловильный инструмент 12 и уплотнительными элементами 13. Нижняя 2 и верхняя 6 и скважинные камеры вставлены в корпусную часть УРЗ до седла 14. Извлекаемый штуцерный элемент 3 нижней скважинной камеры 2 выполнен без герметизатора 15 геофизического кабеля 16.

Реализация способа приведена в описании работы КПО.

Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины (на фиг. не показана) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. не показаны), а затем промывку ствола скважины.

КПО собирают в следующей последовательности: заглушка 1, нижняя скважинная камера 2 с извлекаемым штуцерным элементом 3, клапан выравнивания давления 9, нижний пакер 4, межпакерный узел безопасности 5, верхняя скважинная камера 6 с извлекаемым штуцерным элементом 7, верхний пакер 8, надпакерный узел безопасности 10.

После чего КПО спускают на колонне НКТ в ствол скважины. Затем устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана). Устанавливают и проверяют на герметичность нижний 4 и верхний 8 пакеры.

Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ.

Производят спуск расходомеров на стандартном геофизическом оборудовании и осуществляют геофизические исследования: находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем стандартного геофизического оборудования.

При отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают только верхний 7 или последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего сбрасывают только верхний 7 или последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы в НКТ до их посадки в корпусную часть соответствующих УРЗ.

Для осуществления закачки только в верхний пласт поднимают последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, затем сбрасывают сначала извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием 12 в НКТ до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 12.

Для осуществления закачки только в нижний пласт поднимают последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 12 до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия 12.

При необходимости производят выравнивание подпакерного и межпакерного давлений с помощью клапана выравнивания давления 9.

По второму варианту КПО (фиг. 2) состоит из заглушки 1, нижней скважинной камеры 2 с извлекаемым штуцерным элементом 3, клапана выравнивания давления 9, служащего для выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, нижнего пакера 4, межпакерного узла безопасности 5, верхней скважинной камеры 6 с извлекаемым штуцерным элементом 7, верхнего пакера 8, надпакерного узла безопасности 10. Извлекаемый штуцерный элемент 3 (фиг. 4) нижней скважинной камеры 2 дополнительно оснащен герметизатором 15 геофизического кабеля 16, который выполнен с нижним 17 и верхним 18 приборами, что позволяет проводить геофизические исследования скважины в постоянном режиме или при необходимости.

Реализация способа приведена в описании работы КПО.

Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины (на фиг. не показана) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. не показаны), а затем промывку ствола скважины.

По второму варианту КПО собирают в следующей последовательности: нижняя скважинная камера 2, клапан выравнивания давления 6, нижний пакер 2, межпакерный узел безопасности 3, верхняя скважинная камера 4, верхний пакер 5, надпакерный узел безопасности 7. Нижнюю 2 и верхнюю 6 скважинные камеры собирают без нижнего 3 и верхнего 7 извлекаемых штуцерных элементов.

После чего КПО спускают на колонне НКТ в ствол скважины. Затем устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана). Устанавливают и проверяют на герметичность нижний 2 и верхний 5 пакеры.

Затем геофизический кабель 16 оснащают верхним прибором 18 и прокладывают последовательно через верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы. После чего производят герметизацию кабеля 16 в герметизаторе 15 нижнего штуцерного элемента 3, далее в нижней части геофизического кабеля 16 устанавливают нижний прибор 17.

Производят спуск геофизического кабеля 16 в НКТ вместе с нижним 3 и верхним 7 извлекаемыми штуцерными элементами.

Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ и осуществляют геофизические исследования.

При отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают на геофизическим кабеле 16 на поверхность последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ. Затем осуществляют ревизию нижнего 3 и верхнего 7 извлекаемых штуцерных элементов. После чего проводят спуск вместе с геофизическим кабелем 16 одновременно верхнего 7 и нижнего 3 извлекаемых штуцерных элементов и посадку в седла 14 соответствующих УРЗ. Затем в полость НКТ подают жидкость и проводят геофизические исследования.

Для осуществления закачки только в верхний пласт (на фиг. не показан) поднимают вместе с геофизическим кабелем 16 последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле 16 извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 11 и извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием 11 в НКТ до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно.

Для осуществления закачки только в нижний пласт (на фиг. не показан) извлекают вместе с геофизическим кабелем 16 последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия 11 и штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 11 до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно.

При необходимости производят выравнивание подпакерного и межпакерного давлений с помощью клапана выравнивания давления 9.

После проведения работ по закачке жидкости извлекают КПО на поверхность: для этого натяжением колонны НКТ переводят в транспортное положение сначала верхний 8, затем нижний 4 пакеры.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет выравнивать подпакерное и межпакерное давления, последовательно извлекать верхний, а затем нижний пакеры в случае прихвата, просто изменять объемы закачки жидкости, проводить геофизические исследования скважины в постоянном режиме или при необходимости.

1. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновки подземного оборудования (КПО), включающей нижнюю скважинную камеру, нижний пакер, межпакерный узел безопасности, верхнюю скважинную камеру, верхний пакер, установку нижнего и верхнего пакеров, проведение опрессовки, подачу жидкости в полость НКТ, проведение геофизических исследований, сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями, после проведения работ по закачке жидкости извлечение КПО на поверхность, отличающийся тем, что КПО оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают только верхний или последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего сбрасывают только верхний или последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы в НКТ до их посадки в корпусную часть соответствующих УРЗ, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и осуществляют закачку только в нижний пласт.

2. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновки подземного оборудования (КПО), включающей нижнюю скважинную камеру, нижний пакер, межпакерный узел безопасности, верхнюю скважинную камеру, верхний пакер, установку нижнего и верхнего пакеров, проведение опрессовки, подачу жидкости в полость НКТ, проведение геофизических исследований, сопоставление фактических расходов жидкости с заданными значениями, после проведения работ по закачке жидкости извлечение КПО на поверхность, отличающийся тем, что КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают на геофизическим кабеле на поверхность одновременно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего спускают вместе с геофизическим кабелем верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ в НКТ, затем в полость НКТ подают жидкость и проводят геофизические исследования, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в нижний пласт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта.

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.

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.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к одновременно-раздельной закачке жидкости в нагнетательные скважины, вскрывшие два пласта. Технический результат – обеспечение возможности регулируемой закачки жидкости в два пласта с замерами параметров закачиваемой жидкости при минимальном числе спускоподъемных операций. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку подземного оборудования, включающую воронку/скошенный конец, нижнее пакерное устройство, глубинный исследовательский комплекс с геофизическим кабелем, скважинный фильтр со шламоуловителем, клапан закачки без штуцированной/глухой вставки, верхнее пакерное устройство с кабельным вводом. На устье скважины устанавливают устройство герметизации ввода кабеля и устьевую арматуру с кабельным вводом. На поверхности устанавливают интерфейс, позволяющий считывать в режиме онлайн параметры закачиваемой жидкости с возможностью сохранения данных и переноса на съемное устройство и/или передачи данных по GSM связи. Проводят посадку пакерных устройств и их опрессовку. Осуществляют подачу жидкости в полость колонны труб. Замеряют при помощи глубинного исследовательского комплекса параметры закачиваемой жидкости в нижний пласт. Вычитанием расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего расхода закачиваемой жидкости, определяют расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. По приемистости пластов и пластовому давлению производят подбор диаметра штуцированной вставки. Спускают штуцированную/глухую вставку клапана закачки и осуществляют регулируемую закачку жидкости. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования, по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх