Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)



Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)
Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)
Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)
Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты)

 


Владельцы патента RU 2634317:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами. Устройство включает корпус со штуцерной втулкой, спущенное на насосно-компрессорных трубах со сквозными отверстиями против щелевых штуцеров, расположенных по периметру и выполненных с переменным поперечным сечением по длине щели. В нижнем торце штуцерная втулка выполнена в виде разрезной упругой цанги, лепестки которой оканчиваются треугольными выступами, входящими в зацепление с треугольными проточками в нижней части корпуса. Между лепестками цанги на внешней стороне в нижней части штуцерной втулки расположены направляющие срезные винты, входящие в продольные направляющие пазы в нижней части корпуса. В верхней части штуцерная втулка выполнена с седлом для ударного массивного груза и с треугольной проточкой для зацепления втулки ловителем. В нижней части корпуса установлена втулка с треугольными направляющими выступами по периметру ее торца и фиксирующими винтами. Для замены штуцерной втулки с цангой предусмотрена сменная штуцерная втулка, выполненная в виде шлямбура с треугольными направляющими. Они обеспечивают вместе с ответными треугольными направляющими выступами втулки точную посадку сменной штуцерной втулки против сквозных окон в корпусе. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх