Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам

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, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной закачки жидкости в нагнетательные скважины, вскрывшие два пласта. Обеспечивает возможность с помощью одного спуска компоновки осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам, произвести замеры параметров закачки в каждый пласт.

Известен способ Шарифова (Патент РФ №2253009, МПК E21B 43/14, фиг. 7, опуб. 27.05.2005) для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной нагнетательной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб, верхнего и нижнего пакеров, посадочных узлов в виде скважинной камеры или ниппеля со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку и опрессовку пакера. 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 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, вычитывают 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 (извлекаемые регулирующие узлы) 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.

Недостаткам известного способа является то, что для закачки рабочего агента в пласты используют несколько скважинных камер или ниппелей, при этом количество спуско-подъемных операций, требуемых для установки и замены съемных клапанов, а также металлоемкость установки увеличиваются, замер параметров рабочего реагента производится спуском приборов в скважину на канате, то есть это моментальный замер или прибор оставляют в скважинной камере, вместо клапана, тогда считывание информации производится только после подъема прибора, то есть затраты на проведение работ по исследованию пластов увеличиваются, а также нет информации в режиме реального времени, необходим спуск 2-х и более скважинных камер, камеры устанавливаются на каждый пласт отдельно, оснащаются одним и более съемными клапанами, за один спуск-подъем канатной техникой меняется только один съемный клапан, соответственно дорогое обслуживание компоновки в течение его эксплуатации в скважине.

Известно устройство для регулирования закачки жидкости по пластам (Патент РФ №42858, МПК E21B 43/20, опуб. 20.12.2004), состоящее из посадочного инструмента, корпуса пакера с кольцевым уступом, с эластичной манжетой, дорна и дросселирующего узла. Последний представляет собой насадку, заглушенную сверху со штуцером в нижней части. Ниже заглушки по периметру насадки выполнены отверстия, соединяющие внутреннее пространство устройства с зоной скважины. Насадка установлена внутри посадочного инструмента, над пакером. Ниже пакера находится нижняя труба, снабженная фильтром, опирающаяся на забой скважины при установке устройства.

Недостатком известного устройства является то, что регулирование закачки производится только по нижнему пласту без возможности регулирования закачки по верхнему пласту, а также то, что для изменения диаметра проходного канала штуцера необходимо полное извлечение всего устройства.

Известна установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта, содержащая смонтированные в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб скважинные камеры, два пакера и установленные со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном. Нижний пакер выполнен гидромеханического действия, верхний пакер - механического действия с опорной установкой или гидромеханического действия и оборудован гидравлическим якорем. Оба пакера имеют отверстие для прохода геофизического кабеля. Скважинные камеры установлены первая под нижним пакером, вторая между нижним и верхним пакерами и третья с циркуляционным клапаном над верхним пакером. Первая и вторая скважинные камеры выполнены со сменными калиброванными штуцерами для закачки запланированных объемов рабочего агента в скважину, а третья скважинная камера выполнена с опрессовочным ниппелем. На колонне труб дополнительно установлены трубные и затрубные датчики давления и температуры, расположенные над нижней и средней скважинными камерами, соединенные последовательно между собой и с наземным блоком регистрации геофизическим кабелем, закрепленным к колонне труб протекторами (Патент РФ №102368, МПК E21B 43/14, опубл. 27.02.2011).

Недостатком известного устройства является то, что он не позволяет одновременно раздельную и поочередную закачку запланированных объемов жидкости в пласты через одну скважину, поскольку устьевым расходомером замеряется только суммарная приемистость всех пластов скважины.

Известен способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации (Патент РФ №2552405, МПК E21B 43/14, 47/06, опубл. 10.06.2015), включающий спуск в скважину на колонне труб установки, содержащей нижний и верхний пакеры, центраторы, устройство распределения закачки, оснащенное автономными манометрами, установку и опрессовку пакеров, подачу жидкости в колонну труб, расчет расходов жидкости по пластам на основе перепада давления на верхнем и нижнем штуцерах, сопоставление фактического расхода жидкости для пластов с заданными значениями, подъем при их отличии извлекаемой части устройства распределения закачки на поверхность, установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спуск до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществление регулируемой закачки жидкости, подъем установки по окончании работ. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель. Устройство распределения закачки состоит из корпусной и извлекаемой частей, снабжено автономными манометрами. Верхний и нижний штуцеры установлены в извлекаемую часть УРЗ с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию.

Недостатком известного устройства является возможность считывания информации только при извлечении автономного манометра, причем всего одного параметра - давления. В случае выхода его из строя нет резервных источников определения параметров закачиваемой жидкости, по которым можно судить о параметрах производимой закачки в пласты.

Наиболее близкими к заявляемому по технической сущности и достигаемому результату (прототипом) как в части способа, так и в части устройства, является способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам (Патент РФ №2495235, МПК E21B 43/14, опубл. 10.10.2013), заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакерами 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 устройства распределения закачки 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. Компоновка, спущенная в скважину на колонне НКТ, включает в себя нижний и верхний пакеры, разъединители, воронку/хвостовик, центраторы и устройство распределения жидкости.

Недостатком известного способа и компоновки является необходимость спуска глубинного расходомера для проведения лишь разового одного параметра - замера расхода закачиваемой жидкости без возможности регистрации параметров в течение продолжительного периода, например месяца, к тому же при отключении одного из пластов возможны погрешности вследствие изменения режима закачки. Кроме того, спуск на кабеле одновременно расходомера и пробки, расходомера и извлекаемой части устройства распределения закачки имеют повышенную аварийноопасность в случае прихвата и неотсоединения извлекаемой части УРЗ от инструмента спуска.

Также к недостаткам данного способа и компоновки относятся механические пакеры, при помощи которых происходит изоляция пластов, которые ограничивают область применения компоновки только в вертикальных стволах или с небольшим углом кривизны из-за своей конструктивной особенности пакеровки только от веса НКТ, который в горизонтальном стволе может недостаточно передаваться на пакеры и изоляция интервалов закачки может быть недостаточной.

Задачей, решаемой изобретением, является осуществление регулируемой закачки жидкости по пластам при минимальном числе спуско-подъемных операций НКТ и канатной техникой, увеличение срока достоверной работы установки, а также возможность осуществления регулируемой закачки в два пласта в горизонтальных скважинах, снижение риска осложнений и аварий при работе с канатной техникой.

Техническим результатом заявляемого способа и установки является увеличение выработки пластов и интенсификации добычи нефти, рациональное и эффективное использование энергоресурсов при поддержании пластового давления, сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины, повышение рентабельности отдельных скважин при подключении других объектов разработки за счет обеспечения возможности получения достоверной информации о параметрах закачиваемой жидкости в течение длительного времени эксплуатации скважины без дополнительного спуска - подъема НКТ, без дополнительного спуска - подъема приборов канатной техникой, в одном режиме закачки с устья скважины, при необходимости изменяя режим закачки на каждый пласт установкой съемной штуцированной вставки клапана закачки в вертикальных и горизонтальных скважинах, с минимальными осложнениями при подъемах компоновки в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах (пакеры АБМ-ПЭ, АБМ-ПСК), проведения исследовательских работ с каждым пластом отдельно, с минимальными затратами на устье скважины для подачи жидкости в разные пласты.

Указанный технический результат достигается осуществлением способа регулируемой закачки жидкости по пластам, включающего спуск в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, посадку и опрессовку пакеров, закачку жидкости с устья в полость колонны труб, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в пласты, замер расхода жидкости по одному из пластов, определение расхода жидкости по другому пласту вычитанием ранее замеренного расхода из суммарного расхода, и регулируемую закачку через нее жидкости в соответствующие пласты, в котором, согласно изобретению, 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, а на поверхности - 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 известным характеристикам пластов производят подбор диаметра штуцированной вставки, спускают штудированную/глухую вставку клапана закачки и осуществляют регулируемую закачку жидкости.

Кроме того, в качестве верхнего пакерующего устройства используют пакер манжетный типа АБМ-ПСК с кабельным вводом, а также в качестве нижнего пакерующего устройства используют пакер манжетного типа, например АБМ-ПЭ, а над нижним и/или верхним пакерующим устройством устанавливают центратор.

Технический результат достигается применением компоновки для регулируемой закачки жидкости по пластам, включающей нижнее пакерное устройство, клапан закачки, верхнее пакерное устройство, которая, согласно изобретению, дополнительно включает скважинный фильтр со шламоуловителем и глубинный исследовательский комплекс с геофизическим кабелем, установленные над нижним пакерным устройством ниже клапана закачки, устьевую арматуру с кабельным вводом и устройство герметизации ввода кабеля на устье скважины, а на поверхности - 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.

Причем нижняя часть компоновки представляет собой воронку/скошенный конец.

Кроме того, в качестве верхнего пакерного устройства может быть установлен пакер манжетный типа АБМ-ПСК, а в качестве нижнего пакерного устройства - пакер манжетного типа, например АБМ-ПЭ. Кроме того, над нижним и/или верхним пакерующим устройством может быть установлен центратор.

Отличие данной технологии от известной в том, что

1. За один спуск компоновки на НКТ возможность съема нескольких параметров закачиваемой жидкости (давления, температуры и расхода жидкости) с выводом показаний на поверхность и считывания в режиме реального времени или передачей данных по GSM связи, сохранения всего режима закачки в блоке памяти. Информация о параметрах закачиваемой жидкости поступает на поверхность постоянно. Не требуется остановка закачки для спуска расходомера и других приборов. По показаниям давления в межпакерном пространстве можно также определить герметичность нижнего пакера, если давление в НКТ равно давлению в межтрубном пространстве, то нижний пакер негерметичен. По показаниям температуры также можно определить происходит ли закачка в пласты. Повышение температуры в межпакерном пространстве, относительно температуры в НКТ указывает на отсутствие закачки в верхний пласт. В случае отказа датчика расхода возможно провести расчет расхода жидкости в разные пласты, используя данные датчиков давления: зная диаметр, проходную площадь штуцированой вставки на каждый пласт и давление и плотность подаваемой жидкости, можно рассчитать количество подаваемой жидкости отдельно на каждый пласт.

2. В компоновку включен скважинный фильтр со шламоуловителем, позволяющий очищать подаваемую жидкость от твердых взвесей с накоплением в шламоуловителе, позволяющим долгосрочную эксплуатацию скважины без дополнительного подъема компоновки на поверхность. В известных компоновках отсутствие скважинного фильтра приводит к осаждению крупных частиц жидкости на датчиках глубинного измерительного комплекса и к некорректным показаниям параметров закачиваемой жидкости.

3. Глубинный измерительный комплекс, являющийся средством измерения, позволяет передавать и сохранять достоверные данные параметров подаваемой жидкости: температуры, давления, расхода.

4. В компоновку могут быть включены пакерные устройства АБМ-ПЭ и АБМ-ПСК манжетного типа, которые не требуют механических и гидравлических манипуляций для пакеровки и возможность использования компоновки для скважин с большой кривизной, а для вертикальных и наклонно-направленных скважин с углом наклона до 45° применяются механические пакерные устройства, устанавливаемые осевым перемещением.

5. Спуск клапана закачки без штуцированной вставки и подача жидкости позволяет кроме сокращения количества спускоподъемных операций быстрее насытить пласты, и тем самым обеспечить быструю эксплуатацию месторождения.

6. Снижается аварийность способа из-за спуска канатной техникой только одной штуцированной вставки без расходомера

Схема компоновки для регулируемой закачки жидкости по пластам приведена на фиг. 1.

Компоновка включает следующее оборудование (снизу-вверх):

1 - скошенный конец (воронка),

2 - нижнее пакерное устройство,

3 - центратор,

4 - глубинный исследовательский комплекс (ГИК),

5 - скважинный фильтр со шламоуловителем,

6 - геофизический кабель,

7 - клапан закачки,

8 - верхнее пакерное устройство,

9 - центратор,

10 – клямсы,

11 - насосно-компрессорные трубы (НКТ),

12 - устройство герметичного ввода кабеля (УГВК),

13 - интерфейс.

Скошенный конец (воронка) 1 предназначен для равномерной подачи жидкости в нижние пласты. Нижнее пакерное устройство 2 предназначено для изоляции нижних пластов, возможно использование пакера с опорой на стенку скважины любого известного производителя пакеров или манжетный пакер АБМ-ПЭ (патент РФ №163837) для горизонтальных скважин. Центраторы 3 и 9 служат для соосного размещения оборудования на НКТ 11 в скважине и используются только при работе в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Глубинный исследовательский комплекс (ГИК) 4, являющийся средством измерения, с установленными вихревыми датчиками, позволяющий вести контроль параметров закачки: температуры, давления и количества закачиваемой жидкости. Скважинный фильтр 5 со шламоуловителем предназначен для очистки подаваемой жидкости и накопления шлама в специальном приемнике. Одножильный геофизический кабель 6 для подачи сигнала от ГИК 4 к расположенному на устье скважине интерфейсу 13. Клапан закачки 7 имеет возможность регулирования количества подаваемой жидкости по пластам, путем сброса или спуска канатной техникой с устья скважины в НКТ извлекаемой штуцированной вставки, (на схеме не показана). Извлечение вставки производится канатной техникой специальным ловителем (на схеме не показан). Верхнее пакерное устройство 8 предназначено для изоляции верхних пластов, выполнено с кабельным вводом, с упором на нижний пакер с верхним якорем гидравлическим или в виде пакера манжетного типа АБМ-ПСК (патент РФ №164217, 163121). Для крепления геофизического кабеля к НКТ по всей длине НКТ использованы клямсы 10. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) 11 предназначены для подвешивания всего инструмента и оборудования от устья скважины, имеют длину в зависимости от характеристики скважины. Устройство герметичного ввода кабеля (УГВК) 12 на устье скважины предназначено для герметизации геофизического кабеля на выходе из скважины. Интерфейс 13, позволяющий считывать в режиме онлайн параметры закачиваемой жидкости, с возможностью сохранения данных и переноса их на съемное устройство, имеет также возможность передачи данных по GSM связи.

Компоновка в зависимости от кривизны скважины дополнительно может комплектоваться жесткими центраторами 3 и 9, расположенными над пакерными устройствами 2 и 8.

Способ регулируемой закачки жидкости по пластам осуществляется в следующей последовательности.

На НКТ спускают компоновку в следующем составе и последовательности: скошенный конец 1, нижнее пакерное устройство 2, глубинный исследовательский комплекс ГИК 4 с каротажным кабелем 6 до устья скважины, каротажный кабель 6 крепится к НКТ 11 клямсами 10, скважинный фильтр 5 со шламоуловителем, клапан закачки 7 без штуцированной/глухой вставки, НКТ 11, верхнее пакерное устройство 8 с кабельным вводом, НКТ 11 до устья скважины, устройство герметизации ввода кабеля УГВК 12, устьевая арматура с кабельным вводом, интерфейс 13, связанный с ГИК 4 через каротажный кабель 6 и подключенный к источнику питания 220 В. Интерфейс 13 позволяет 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. Герметичность верхнего пакера проверяется опрессовкой в затрубное давление, герметичность нижнего пакера проверяется показаниями давления в межпакерном пространстве и в трубном.

Жидкость под давлением с устья скважины подают по НКТ в пласты, разделенные пакерными устройствами 2 и 8, через клапан закачки 7 и скошенный конец 1. Известен общий расход жидкости, подаваемой в НКТ с поверхности. ГИК 4 расположен ниже клапана закачки 7, поэтому при помощи ГИК определяют расход жидкости, подаваемой в нижний пласт. Разница между общим расходом и расходом в нижний пласт является расходом жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Без штуцированных вставок количество жидкости не регулируется по пластам, однако позволяет быстрее насытить пласты и тем самым обеспечить быструю эксплуатацию месторождения.

По известным формулам, параметрам закачиваемой жидкости (плотность, давление закачки) и характеристикам пластов (приемистость, пластовое давление) производят подбор необходимого диаметра штуцированной вставки.

На скважине NNN куст КК Тевлинско-Русскинского месторождения в августе 2016 г. была спущена пакерная компоновка в следующем составе: воронка со скошенным концом, НКТ73 - 2 шт., нижний механический пакер типа ПМР-122, НКТ73 - 2 шт., Глубинный Исследовательский Комплекс, НКТ73 - 1 шт., фильтр скважинный со шламоуловителем, корпус клапана закачки (без штуцированной вставки), НКТ73 - 5 шт., верхний пакер ПУ(КВ)-122, НКТ73 - 1 шт., Якорь гидравлический ЯГ(КВ)-122, НКТ до устья - 271 шт., УГВК, на устье интерфейс, подключенный геофизическим кабелем к ГИК, геофизический кабель по всей длине НКТ закреплен клямсами. Верхние пласты для закачки в интервале выше 2770 м, нижние пласты для закачки ниже 2820 м. После спуска и установки компоновки, произвели опрессовку пакеров, герметично. Подали жидкость в НКТ, с устья количество жидкости 210 м3/сут, показания на интерфейсе, полученные от ГИК: Расход 140 м3 в нижний пласт, Давление в трубке 95 атм, в межпакерном пространстве 85 атм, температура 40°С. Количество подаваемой жидкости в верхний пласт высчитывается разницей между общим расходом и расходом в нижний пласт: 210-140=70 м3. Принято решение о снижении закачки в нижний пласт и увеличения объема закачки в верхний пласт. Произвели спуск канатной техникой штуцированной вставки клапана, с расчетом подачи в нижний пласт 80-100 м3, со штуцером диаметром 8 мм на нижний пласт. Вставка также может быть глухой для полной изоляции нижних или верхних пластов. Вместо спуска канатной техникой возможен также сброс штуцированной вставки в НКТ 11, где она под собственным весом доходит до посадочного седла клапана закачки 7. Произвели подачу жидкости в НКТ. По показаниям интерфейса расход на нижний пласт составил 90-93 м3/сут, в верхний пласт подача жидкости 115-120 м3. Давление в трубке 92-95 атм, в межпакерном пространстве - 77-80 атм. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Задача по увеличению закачки в верхний пласт была решена без осложнений и в короткие сроки, за один спуск НКТ и одну спуско-подъемную операцию канатной техникой.

При подаче жидкости в НКТ 11 последовательно производится вывод информации на интерфейс 13 по температуре подаваемой жидкости, давления в НКТ и клапане, давления в затрубном пространстве, количества жидкости, подаваемой в нижние пласты.

Все параметры жидкости отражаются в режиме реального времени на интерфейсе, могут сохраняться на съемные носители и передаваться по GSM связи в любую точку. Жидкость, проходя через скважинный фильтр со шламоуловителем, очищается, твердые взвеси не осаждаются на поверхности датчиков, что увеличивает срок эксплуатации скважинного оборудования без подъема до нескольких лет.

Для достижения цели дополнительно могут быть использованы следующие приемы:

1. Для установки в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах вместо пакерного устройства с опорой на стенку скважины осуществляют установку пакерного устройства АБМ-ПЭ с переводником - центратором выше ПУ, а вместо пакерного устройства с кабельным вводом установку пакерного устройства АБМ-ПСК с переводником - центратором выше ПУ. Указанные пакерные устройства не имеют заякоривающего устройства для установки, не требуют дополнительных манипуляций с НКТ для пакеровки и разобщения, легко устанавливаются в горизонтальном участке скважины, создают минимальное усилие при срыве и извлечении компоновки. Оснащены армированными манжетами, которые при спуске компоновки соприкасаются со стенками обсадной колонны и благодаря своей конструкции создают минимальное сопротивление трению. Манжеты направлены рабочей частью вниз, в сторону большего перепада давления. При подаче жидкости в НКТ манжеты прижимаются к стенкам обсадной колоны и изолируют над- и подпакерное пространство.

2. Центраторы, устанавливаемые над пакерами АБМ-ПЭ и АБМ-ПСК, центрируют пакеры относительно эксплуатационной колонны в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах.

3. Воронка/скошенный конец служит для равномерной подачи жидкости в нижние пласты, а также служит началом компоновки для прохождения по всей длине скважины.

Таким образом, заявляемый способ позволяет осуществлять регулируемую одновременно-раздельную закачку жидкости по двум пластам за счет обеспечения возможности получения достоверной информации о параметрах закачиваемой жидкости в течение длительного периода эксплуатации скважины, без дополнительного спуска - подъема НКТ, без дополнительного спуска - подъема приборов канатной техникой, в одном режиме закачки с устья скважины, при необходимости изменяя режим закачки на каждый пласт установкой съемной штуцированной вставки клапана закачки. В конечном итоге способ и компоновка позволяют увеличить выработку пластов и интенсифицировать добычу нефти, рационально и эффективно использовать энергоресурсы при поддержании пластового давления, сократить объемы бурения за счет использования ствола одной скважины, повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки. Появляется возможность регулирования закачки в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, с минимальными осложнениями при подъемах компоновки, проведения исследовательских работ с каждым пластом отдельно, с минимальными затратами на устье скважины для подачи жидкости в разные пласты.

1. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам, включающий спуск в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, посадку и опрессовку пакеров, закачку жидкости с устья в полость колонны труб, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в пласты, замер расхода жидкости по одному из пластов, определение расхода жидкости по другому пласту вычитанием ранее замеренного расхода из суммарного расхода и регулируемую закачку через нее жидкости в соответствующие пласты, отличающийся тем, что 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, а на поверхности - 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. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве верхнего пакерующего устройства используют пакер манжетный типа АБМ-ПСК с кабельным вводом.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нижнего пакерующего устройства используют пакер манжетный типа АБМ-ПЭ.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что над нижним и/или верхним пакерующим устройством устанавливают центратор.

5. Компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам, включающая насосно-компрессорные трубы с воронкой/скошенным концом, нижнее пакерное устройство, клапан закачки со штуцированной/глухой вставкой, верхнее пакерное устройство, отличающаяся тем, что компоновка дополнительно включает скважинный фильтр со шламоуловителем и глубинный исследовательский комплекс с геофизическим кабелем, установленные над нижним пакерным устройством ниже клапана закачки, устьевую арматуру с кабельным вводом и устройство герметизации ввода кабеля на устье скважины, а на поверхности - 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.

6. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что нижняя часть компоновки представляет собой воронку/скошенный конец.

7. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что в качестве верхнего пакерного устройства установлен пакер манжетный типа АБМ-ПСК.

8. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что в качестве нижнего пакерного устройства установлен пакер манжетный типа АБМ-ПЭ.

9. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что над нижним и/или верхним пакерующим устройством установлен центратор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано при дефектоскопии магнитных металлических труб, расположенных в скважинах, с одновременным вычислением толщины стенок каждой из труб в многоколонных скважинах.

Группа изобретений относится к способу и системе для уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине. Указанный способ включает: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень.

Изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины.

Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины.

Изобретение относится к геофизическому исследованию скважин. Техническим результатом является обеспечение точного измерения характеристик пласта и глубины в режиме реального времени.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности конструкции и повышения качества передаваемого сигнала за счет изменения конструкции НДМ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых.

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений.

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

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 нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной штанговым или электроцентробежным насосами, на многопластовых залежах нефти. Технический результат - обеспечение возможности раздельного учета добычи жидкостей из пластов и регулирования отборов продукции каждого пласта. По способу осуществляют отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий продуктивные пласты. Отбор продукции верхнего пласта осуществляют через боковое отверстие в приемном патрубке. Измерение дебита жидкости и ее обводненности производят на дневной поверхности скважины. Отборы продукции каждого пласта, а также измерения их дебитов и обводненностей на дневной поверхности производят поочередно после переключения запорного органа, сообщающего пласты с приемом насоса. Выбор насоса производят, исходя из необходимости превышения его подачи над плановыми дебитами нефти пластов в циклах их подключения, равного недоборам нефти из пластов в циклах их отключения. Периоды переключения пластов подбирают из условий обеспечения плановых отборов нефти из каждого пласта в соответствии с их продуктивностью. 4 ил.

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 воронкускошенный конец, нижнее пакерное устройство, глубинный исследовательский комплекс с геофизическим кабелем, скважинный фильтр со шламоуловителем, клапан закачки без штуцированнойглухой 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 иили 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 штуцированнуюглухую вставку клапана закачки и осуществляют регулируемую закачку жидкости. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх