Способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой. Способ включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром, равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки, и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм, производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышает 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ. При этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки), и забойного давления. При соответствии полученных результатов исследования необходимую скважину оставляют в работе. При необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемую часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательных скважин.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации однолифтовой двухпакерной компоновкой в нагнетательной скважине малого диаметра.

Известен способ эксплуатации эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, который включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку, (патент РФ №2541982, опубл. 20.02.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких объектов нагнетательной скважины, согласно которому спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну 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, 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 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 РФ №2253009, опубл. 27.05.2005 - прототип).

Известные способы имеют ограниченную область применения из-за сложности эксплуатации и отсутствия возможности внедрения компоновки в нагнетательных скважинах малого диметра 102-114 мм. Кроме этого, в данном изобретении не предусмотрены мероприятия исключающие риски возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования в скважину малого диаметра.

В предложенном изобретении решается задача создать простой и эффективный способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра 102-114 мм с однолифтовой двухпакерной компоновкой и исключения возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования и вывода работы скважины на режим.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм., производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышают 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки) и забойного давления, при соответствии полученных результатов исследования необходимым скважину оставляют в работе, при необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам, производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемая часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину.

В результате удается производить внедрение и эксплуатацию технологии ОРЗ в нагнетательных скважинах малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений, что позволяет получить дополнительную добычу нефти с исключением больших эксплуатационных затрат.

Пример.

Монтируют и спускают в скважину перо-воронку диаметром 60 мм, скребок СК-114, шаблон диаметром 94 мм и длиной 20 м, пакер ПРО-92 на НКТ диаметром 60 мм, проработали эксплуатационную колонну в интервале 1620-1678 м, 1702-1708 м. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины 1708 м. Промывают забой скважины в объеме 27,2 м до глубины 1730,29 м. Подгоняют и устанавливают пакер на глубине 1668 м. Определяют герметичность э/колонны закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 130 атм за 30 мин, эксплуатационная колонна в интервале 0-1668 м герметична, излива по НКТ нет пакер герметичен. Срывают и перепосаживают пакер на глубине 1705 м. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м3 при давлении 80атм расход 216 м3/сут. излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по межтрубному пространству в объеме 6 м3 при давлении 80 атм расход 432 м3/сут. излива по НКТ нет, пакер герметичен. Срывают пакер, поднимают компоновку на НКТ. Исследуют скважину t, РГД, ГК ЛМ в интервале 1630-1731,4 м: закачиваемая вода поглощается интервалами перфорации 1678,2-1679,8 м - 124,8 м3/сут - 52%, 1700-1701,5 м - 12 м3/сут - 5%, 1708-1712 м-21,6 м3/сут - 9% 1714-1716 - 16,8 м3/сут - 7%, 1719,2-1723,6 м - 64,8 м3/сут - 27% при давлении закачки 30 атм расход 240 м3/сут. Затрубная циркуляция жидкости вниз данным исследование не выявлена. Забой по локатору муфт 1731,4 м. Давление в простаивающей скважине на кровлю верхнего интервала перфорации - 176,9 атм. Определили состояние эксплуатационной колонны прибором ГФ-8 в интервале 1620-1722,6 м: отмечается увеличение внутреннего диаметра в интервалах: 1677,6-1680,2 м до 106,1 мм, 1706,7-1710,2 м до 113,9 мм, 1719,5-1722,6 м до 104,0 мм. Исследуют скважину АКЦ в интервале 1617,4-1732 м. Спускают компоновку снизу вверх: воронка диаметром 60 мм и длиной 0,2 м; патрубки диаметром 60 мм 2 штуки длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/48 мм длиной 0,23 м; пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 длиной 1,63 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,29 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,2 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,04 м с покрытием ПЭП-585; узел распределения закачки УР3-73 длиной 1,01 м; патрубки 4 шт диаметром 60 мм длиной 5,16 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 2 шт.диаметром 60 мм длиной 20,63 м с покрытием ПЭП-585; пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 длиной 1,97 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,04 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 2 шт диаметром 60 мм длиной 20,51 м с покрытием ПЭП-585; реперный патрубок диаметром 60 мм длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; НКТ диаметром 60 мм 158 шт длиной 1625,12 м с покрытием ПЭП-585; подпьедестальный патрубок диаметром 60 мм длиной 0,4 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/73 мм длиной 0,1 м. Спуск НКТ производят с герметизацией резьбовых соединений герметизирующей смазкой Русма. Производят закачку АКЖ в V-8,5м3. Подгоняют и устанавливают пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 в интервале 1703,8-1705,43 м, пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 в интервале 1653-1654,97 м. Посадку пакера производят с нагрузкой 9,6 т. Вес НКТ вверх - 10,8 т, вниз - 9,7 т. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 50 атм за 30 мин - излива по НКТ нет, пакер герметичен. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м3 при давлении 80 атм - излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. С устья скважины сбрасывают вставку (извлекаемую часть) УРЗ со штуцерами диаметром согласованным с геологической службой заказчика. Спускают расходомер в скважину с установленным клапаном для перекрывания отверстия проходного канала для верхнего пласта и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ. Далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта. Затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта, и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Полученные результаты исследования соответствуют необходимым - скважина остается в работе.

Применение предложенного способа позволяет решить задачу получения дополнительной добычи нефти за счет внедрения и эксплуатации технологии ОРЗ на нагнетательной скважине малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой, включающий подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром, равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки, и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм, производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышают 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта, и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки), и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки), и забойного давления, при соответствии полученных результатов исследования необходимую скважину оставляют в работе, при необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам, производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемую часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти. Технический результат - снижение обводненности и повышение объема добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления при перекачке или увеличении давления нагнетания сточной воды, подаваемой с устья, с использованием установки электроцентробежного насоса (ЭЦН) перевернутого типа.

Изобретение относится к области добычи продукции из буровых скважин, а именно к способам усиленной добычи углеводородов методом циклического вытеснения водой. Решаемая задача заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин за счет одновременного использования стационарной закачки вытесняющего агента с циклическим режимом воздействия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, выработки запасов нефти и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины включает устройство для импульсной закачки жидкости, разрушаемый клапан с резиновым листом, пакер и патрубок с отверстиями и со втулкой, зафиксированной в этом патрубке срезным винтом.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является снижение уровня обводненности и увеличение добычи нефти за счет предупреждения процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане, коллектора которых относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти.

Изобретение относится к установкам для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Установка содержит лифтовые трубы с двумя регулируемыми электродвигателями (вентильные), смонтированными последовательно, с приводами на насос с выходным модулем с обратным клапаном и насос с входным модулем, пакер, который располагается между двумя пластами, расходометрический модуль с датчиками давления и температуры, а также хвостовик, заборная часть которого находится в подпакерной зоне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки рабочего агента на многопластовом месторождении одной скважиной. Способ включает спуск в скважину колонны труб, закачку рабочего агента, направляя его через регулирующее устройство, и измерительный преобразователь, получение информации по замеру от измерительного преобразователя и определение технологических параметров рабочего агента для пласта, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов.

Изобретение относится к добыче метана из метаноугольных месторождений. Технический результат повышение эффективности добычи метана за счет обеспечения возможности одновременной эксплуатации метаноугольных пластов месторождения.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для повторного гидравлического разрыва в многопластовой скважине. Описаны пакер на колонне насосно-компрессорных труб и закачиваемый в эту колонну отклоняющий материал, которые могут быть использованы для изоляции трещинного кластера в многозонной горизонтальной скважине, в котором ранее был проведен гидравлический разрыв пласта.

Изобретение относится к насосному оборудованию для подъема пластовой жидкости из скважин, осложненных выносом частиц породы. Устройство содержит расположенные сверху вниз электроцентробежный насос, верхний входной модуль, верхнюю гидрозащиту, двухсторонний электродвигатель, нижнюю гидрозащиту, нижний входной модуль, электроцентробежный насос перевернутого типа, хвостовик, гидропривод, редуктор, щелевой фильтр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Группа изобретений относится к области строительства скважин – образованию множества их стволов с проведением в них гидроразрыва. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин за счет обеспечения надежного сообщения с каждым из стволов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки (УРЗ), верхний пакер, разъединитель, производят посадку пакеров и их опрессовку. Осуществляют закачку жидкости с устья в полость колонны НКТ, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, подъем извлекаемой части УРЗ на поверхность, изменение ее характеристик, повторную установку извлекаемой части УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ, закачку через него жидкости в соответствующие пласты, по окончании работ производят подъем компоновки подземного оборудования. Производят сброс растворимого шара, производят замер расхода жидкости для нижнего пласта, определяют расход жидкости верхнего пласта, сопоставляют фактические расходы жидкости для верхнего и нижнего пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости. Над верхней втулкой извлекаемой части УРЗ размещена дополнительная втулка, оснащенная радиальными отверстиями и посадочным седлом под сбрасываемый растворимый шар. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной закачки. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой. Способ включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром, равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки, и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм, производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышает 0,25 мс, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия, наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам, для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ. При этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт, и забойного давления. При соответствии полученных результатов исследования необходимую скважину оставляют в работе. При необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемую часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации нагнетательных скважин.

Наверх