Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини (варіанти)

 

Група винаходів відноситься до галузі видобутку нафти, зокрема до пристроїв, що забезпечує ефективну експлуатацію свердловинних установок, і може використовуватися при одночасно-роздільної експлуатації многопластових свердловин.

Відомий блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини у складі інтелектуальної внутрішньої клапанної системи управління витягом флюїдів з декількох інтервалів свердловини, що містить, щонайменше, два кільцевих каналу з можливістю напрямки потоків з різних пластів у відповідні їм концентричні канали, і клапани, виконані з можливістю керування потоком в кожному з каналів. Клапани розміщені у кожусі ствола свердловини із забезпеченням можливості роздільних потоків через концентричні канали і виборчого змішування потоків в колоні насосно-компресорних труб. Кожен канал пов'язаний з клапаном, що має привід. Система може додатково містити, щонайменше, один контролер з датчиком для вимірювання, щонайменше, одного параметра видобутого продукту, функціонально пов'язані між собою, з можливістю автоматичного управління, щонайменше, одним клапаном у відповідн�, температуру, хімічний склад, вміст води, pH, вміст твердих частинок, схильність до утворення твердого осаду і питомий опір. Система забезпечує ефективне селективне регулювання дебіту з великого числа пластів до змішування всередині свердловини за допомогою клапанів, встановлених всередині свердловини, без істотного ускладнення і збільшення наземної і підземної компоновок. (Патент UA №2320850 C2. Інтелектуальна свердловинне промивання клапанна система управління витягом флюїдів з декількох інтервалів свердловини і спосіб управління таким витягом флюїдів. - МПК E21B 34/06, E21B 43/14. - Опубл. 27.03.2008).

Відомий блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини у складі пристрою для одночасно-роздільної експлуатації многопластовой свердловини. Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини містить корпус з отворами, виконаними навпроти кожного продуктивного пласта, встановлені в корпусі навпроти кожного з його отворів з можливістю осьового переміщення клапанні втулки з пружинними кільцевими фіксаторами і захоплюваними елементами, механізм управління для спуску в свердловину з денної поверхні і перемі�про його отворів встановлені регульовані клапани. Кожен регульований клапан складається з порожнистого склянки, всередині якого розміщена втулка з сідлом, і пружного зверху вниз кульки, розміщеного на сідлі втулки. Регульовані клапани дозволяють експлуатувати відповідні їм продуктивні пласти при перевищенні заданих значень тиску шляхом налаштування зусилля стиску пружини кульки для кожного регульованого клапана окремо, при цьому захвачують елементи клапанних втулок виконані у вигляді їх нижніх торців, а внутрішній діаметр кожної з клапанних втулок зменшується зверху вниз. (Патент UA №2339796 C1 на винахід. Пристрій для одночасно-роздільної експлуатації многопластовой свердловини. - МПК: E21B 43/14, E21B 34/06. - Опубл. 27.11.2008).

Відомий блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини в складі установки одночасно-роздільної експлуатації многопластовой свердловини з телемеханической системою. Блоки регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини встановлені в муфтах перехресного течії флюїдів з пластів свердловини і містять регулювальні клапани, виконані в склянках з перепускним сідлом, і контрольно-вимірювальні прилади, останні розташовані вище та/або нижче регулиракана. При цьому блоки регулювання та обліку дебіту з'єднані між собою геофізичними кабелями і пов'язані з пунктом управління свердловиною телемеханической системою передачі керуючих команд регулювальним клапанів від пункту управління та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів у зворотному напрямку з розділенням сигналів, за допомогою геофізичного та силового кабелів через кабельний роз'єм і адаптер. Блоки регулювання та обліку дебіту пластів виконані з можливістю почергового посадки їх з гирла свердловини в гнізда відповідних муфт та демонтажу при ремонті та обслуговуванні. Геофізичні кабелі на ділянках між опорним фланцем і блоками регулювання та обліку дебіту пластів розміщені в телескопічних трубках, оснащених пружинами стиснення, з можливістю зміни відстані між блоками регулювання та обліку дебіту пластів при демонтажі і почергової посадці їх у відповідні муфти перехресного течії флюїду. В порожнині склянки з боку відкритого торця встановлена електропривідні запірна голка, взаємодіюча з перепускним сідлом, електропривод якої по команді з пункту управлз відповідного пласта через радіальні канали муфти і порожнину склянки в порожнину корпусу через вікна, виконані в стінці склянки по обидві сторони перепускного сідла. Муфти перехресного течії флюїдів виготовлені з патрубком, в якому розміщені контрольно-вимірювальні прилади, принаймні, витратомір флюїду відповідного пласта свердловини. Телемеханическая система управління блоками регулювання та обліку дебіту пластів оснащена інтерфейсом передачі керуючих команд регулювальним клапанів від пункту управління свердловиною та інформації від контрольно-вимірювальних приладів у зворотному напрямку через систему зв'язку GPRS. (Патент №2512228 C1 на винахід «Установка одночасно-роздільної експлуатації многопластовой свердловини з телемеханической системою». - МПК: E21B 43/14, E21B 47/12. - 10.04.2014). Даний винахід прийнято за прототип.

Відомий блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини в складі системи регулювання дебіту свердловини, з'єднаний з корпусом знизу з виходом трубчастих елементів центрального і кільцевого каналів напрямки потоків флюїдів з різних пластів свердловини за допомогою стикувального вузла, а зверху - за допомогою патрубка з електроприводом відцентрового насоса. В корпусі блока регулювання та обліку видобутку флюїду в кожному з канал�сований каналах, сполучених з центральним і кільцевим каналами трубчастих елементів через запірні сідла регульованих клапанів стикувального вузла. В стінці кожного відокремленого каналу виконані вікна для сполучення їх з порожниною обсадної труби для подальшого виборчого змішування потоків флюїдів з усіх каналів. У блоці регулювання та обліку видобутку флюїду розміщений процесор автоматичного управління регульованими клапанами, пов'язаний кабелем зв'язку, поміщених у патрубку, через силовий кабель з пунктом електроживлення відцентрового насоса і управління свердловиною. В патрубку розміщений блок телеметрії, з'єднаний кабелем зв'язку, з одного боку, з кабелем живлення і управління свердловиною і, з іншого, з процесором автоматичного управління регульованими клапанами. (Патент UA №2482267 C2 на винахід «Система регулювання дебіту свердловини». - МПК: E21B 43/12. - 20.05.2013). Даний винахід прийнято за прототип.

Недоліком відомих технічних рішень, прийнятих за прототип, є низька надійність роботи регульованих клапанів, що знижує ефективність управління одночасно-роздільної експлуатацією многопластовой свердловини.

Основним завданням, на вирішення якої спрямовано заявляе реального часу оперативно змінювати режим експлуатації кожного пласта в свердловині і відслідковувати фактичні зміни параметрів флюїду свердловинного продукту, включаючи дебіт, тиск, температуру, хімічний склад, pH, вміст води і твердих частинок, схильність до утворення гравійно-піщаної набивання і питомий опір.

Технічним результатом є підвищення надійності одночасно-роздільної експлуатації свердловини при оптимальному регулювання фазового складу флюїду з пластів свердловини в режимі реального часу.

Зазначений технічний результат досягається тим, що у відомому блоці регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, що містить корпус з відокремленими поздовжніми каналами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, обмежений знизу стикувальним вузлом з відповідними каналами для потоків флюїдів з пластів свердловини, зверху корпус обмежений стикувальним вузлом з встановленими на ньому регульованими клапанами, виконаними в склянках, електропривод яких повідомляє запірній голці зворотно-поступальний рух щодо перепускного сідла з можливістю регулювання потоку флюїду з відповідного пласта через радіальні канали в стінці склянки по обидві сторони перепускного сідла, при цьому регульовані клапани розміщені в кожному відокремленому поздовжньому �-вимірювальні прилади, розташовані нижче і/або вище регульованого клапана і функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеним в каналі, виконаному в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів через кабельний роз'єм, згідно запропонованого технічного рішення,

електроприводи запірних голок розміщені в герметичних порожнинах склянок, для чого склянки порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, а запірні голки виконані у вигляді золотника, на якому встановлений сальник, за допомогою якого запірна голка герметично переміщається в склянці, при цьому в корпусі додатково розміщені циліндри в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, які верхнім кінцем пов'язані зі склянкою відповідного регульованого клапана, а протилежним - встановлені у каналах нижнього стикувального вузла, що утворюють відокремлені поздовжні канали з потоками флюїду з відповідних пластів перепускні свердловини в сідла регульованих клапанів і спільно� корпусу, а вищезгадані контрольно-вимірювальні прилади розміщені в порожнині кожного циліндра і приєднані до торця склянки, для чого радіальні канали в склянці нижче перепускного сідла виконані зі сторони торця склянки;

електроприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки, наприклад, з датчиком Холла.

Зазначений технічний результат досягається тим, що у відомому блоці регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, що містить корпус з відокремленими поздовжніми каналами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, обмежений знизу стикувальним вузлом з відповідними каналами для потоків флюїдів з пластів свердловини, зверху корпус обмежений стикувальним вузлом з встановленими на ньому регульованими клапанами, виконаними в склянках, електропривод яких повідомляє запірній голці зворотно-поступальний рух щодо перепускного сідла з можливістю регулювання потоку флюїду з відповідного пласта через радіальні канали в стінці склянки по обидві сторони перепускного сідла, при цьому регульовані клапани розміщені в кожному відокремленому поздовжньому каналі корпусу, в стінках яких�ві нижче і/або вище регульованого клапана і функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеними в каналі, виконаному в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів через кабельний роз'єм, згідно запропонованого технічного рішення,

електроприводи запірних голок розміщені в герметичних порожнинах склянок, для чого склянки порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, а запірні голки виконані у вигляді золотника, на якому встановлений сальник, за допомогою якого запірна голка герметично переміщається в склянці, при цьому в корпусі додатково розміщені циліндри в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, які верхнім кінцем пов'язані зі склянкою відповідного регульованого клапана, а протилежним - встановлені у каналах нижнього стикувального вузла, утворюють відокремлені поздовжні канали з потоками флюїду з відповідних пластів перепускні свердловини в сідла регульованих клапанів і спільно з корпусом утворюють межтрубние простору, сполучені з затрубний порожниною свердловини через вікна в стінці корпусу, при цьому канал нижче перепускного сідла ви�транством, а вищезгадані контрольно-вимірювальні прилади встановлені в стінці кожного циліндра і пов'язані кабелем з зовнішньої сторони циліндра;

електроприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки, наприклад, з датчиком Холла.

Наведений заявником аналіз рівня техніки дозволив встановити, що аналоги, що характеризуються сукупностями ознак, тотожними всіма ознаками заявлених варіантів блоку регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, відсутні. Отже, заявлені технічні рішення відповідає умові патентоспроможності «новизна».

Результати пошуку відомих рішень в даній області техніки з метою виявлення ознак, що збігаються з відмінними від прототипу ознаками заявляється групи технічних рішень, показали, що вони не йдуть явно з рівня техніки. З заявником певного рівня техніки не виявлено відомість впливу передбачаються суттєвими ознаками заявляється технічного рішення перетворень на досягнення зазначеного технічного результату. Отже, заявлені технічні рішення відповідають умові патентоспроможності � машинобудування із загальновідомих матеріалів і прийнятої технології і використані в свердловинних установках з видобутку нафти і газу. Отже, заявляється група технічних рішень відповідає умові патентоспроможності «промислова застосовність».

На фіг. 1 схематично показано блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, варіант 1; на фіг. 2 - те ж, варіант 2.

Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини за першим варіантом містить корпус 1, обмежений знизу стикувальним вузлом 2 з каналами 3 і зверху стикувальним вузлом 4 із встановленими на ньому регульованими клапанами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини. В корпусі 1 розміщені зв'язані між собою склянки 5, які порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом 4, і циліндри 6, останні протилежним кінцем встановлені у відповідних каналах 3 нижнього стикувального вузла 2, утворюють міжтрубний простір 7 і відокремлені поздовжні канали 8 для потоків флюїду з відповідних пластів в гирлі свердловини. В склянках 5 виконано перепускний сідло 9 з радіальними каналами 10 і 11 в стінці склянки 5 по обидві сторони перепускного сідла 9, повідомляють поздовжні канали 8 з затрубний порожниною свердловини через міжтрубний простір 7 і вікна 12, виконані в стінці кор�пускного сідла 9 підставі склянки 5 встановлена запірна голка 13, виконана у вигляді золотника, на якому розташований сальник 14, за допомогою якого запірна голка 13 герметично переміщається в склянці 5 від електроприводу 15, розміщеного в герметичній порожнині 16 склянки 5 і закріпленого в стикувального вузла 4, повідомляє запірній голці 13 зворотно-поступальні рухи щодо перепускного сідла 9 з можливістю регулювання потоку флюїду з відповідного пласта через канали 3 стикувального вузла 2 в гирлі свердловини. Електроприводи 15 запірних голок 13 забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки 13 з датчиком Холу. Нижче склянки 5 в поздовжніх каналах 8 розташовані контрольно-вимірювальні прилади 17, функціонально пов'язані кабелем 18 з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини (умовно не показані), що розміщені в каналі, виконаному в стінці склянки 5, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів 17 через кабельний роз'єм 19, розміщений в колони ліфтових труб 20. Вимірювані параметри можуть бути обрані з групи, що включає дебіт, тиск, температуру, хдельное опір. (Фіг. 1).

У другому варіанті блоку регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини в склянці 5 нижче перепускного сідла виконаний канал 21, аксіальний перепускного сідла 9, сообщающему поздовжній канал 8 з межтрубним простором 7, а контрольно-вимірювальні прилади 22 встановлені в стінці кожного циліндра 6 і пов'язані кабелем 23 в міжтрубному просторі 7. (Фіг. 2).

Запропоновані блоки регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини працюють наступним чином.

Після монтажу свердловинної установки, що містить блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, з'єднаний кабелем 18 з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, включають в роботу скважинную установку і флюїд різних пластів починає роздільно надходити в затрубну порожнину свердловини через канали 3 стикувального вузла 2. По кабелях 18 і 23 через кабельний роз'єм 19 подається електроживлення на контрольно-вимірювальні прилади 17 або 22 і керуючі сигнали на електроприводи 15 запірних голок 13. Також по кабелях 18 і 23 в зворотному напрямку передається інформація про вимірюваних параметрах пластових флюїдів і ступеня відкриття в перепускних сідел 9 запорнимднимаются з відокремленим поздовжнім каналам 8 в циліндрах 6, омиваючи контрольно-вимірювальні прилади 17 або 22, по радіальних каналах 10 або аксиальному каналу 21 через перепускний сідло 9, радіальні канали 11, міжтрубний простір 7, вікна 12 в стінці корпуса 1 в затрубну порожнину свердловини. Можливість блоку працювати в режимі регулювання та обліку видобутку флюїду з різних пластів свердловини роздільно дозволяє досліджувати на поверхні свердловини кожен шар окремо, тобто визначити дебіт, тиск, температуру, хімічний склад, pH, вміст води і твердих частинок, схильність до утворення твердого осаду і питомий опір, і організувати наземним обслуговуючим персоналом періодичну відкачування пластового флюїду з кожного пласта з різними технологічними параметрами і з різною циклічністю, не зупиняючи роботу свердловини в цілому, з можливістю виборчого змішування потоків флюїдів з усіх експлуатованих пластів свердловини.

Використання запропонованого блоку регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини дозволить підвищити надійність одночасно-роздільної експлуатації многопластових свердловин.

1. Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, що містить корпус з обособл� стикувальним вузлом з відповідними каналами для потоків флюїдів з пластів свердловини, зверху корпус обмежений стикувальним вузлом з встановленими на ньому регульованими клапанами, виконаними в склянках, електропривод яких повідомляє запірній голці зворотно-поступальний рух щодо перепускного сідла з можливістю регулювання потоку флюїду з відповідного пласта через радіальні канали в стінці склянки по обидві сторони перепускного сідла, при цьому регульовані клапани розміщені в кожному відокремленому поздовжньому каналі корпусу, в стінках яких виконані вікна для сполучення їх з затрубний порожниною свердловини, і контрольно-вимірювальні прилади, розташовані нижче і/або вище регульованого клапана і функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеним в каналі, виконаному в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів через кабельний роз'єм, який відрізняється тим, що електроприводи запірних голок розміщені в герметичних порожнинах склянок, для чого склянки порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, а запорниЇно переміщається в склянці, при цьому в корпусі додатково розміщені циліндри в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, які верхнім кінцем пов'язані зі склянкою відповідного регульованого клапана, а протилежним - встановлені у каналах нижнього стикувального вузла, що утворюють відокремлені поздовжні канали з потоками флюїду з відповідних пластів перепускні свердловини в сідла регульованих клапанів, і спільно з корпусом утворюють межтрубние простору, сполучені з затрубний порожниною свердловини через вікна в стінці корпусу, а вищевказані контрольно-вимірювальні прилади розміщені в порожнині кожного циліндра і приєднані до торця склянки, для чого радіальні канали в склянці нижче перепускного сідла виконані зі сторони торця склянки.

2. Блок з п. 1, який відрізняється тим, що електроприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки, наприклад, з датчиком Холла.

3. Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини, що містить корпус з відокремленими поздовжніми каналами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини, обмежений знизу стикувальним вузлом з відповідними каналами для потоків флюїдів�ами, виконаними в склянках, електропривод яких повідомляє запірній голці зворотно-поступальний рух щодо перепускного сідла з можливістю регулювання потоку флюїду з відповідного пласта через радіальні канали в стінці склянки по обидві сторони перепускного сідла, при цьому регульовані клапани розміщені в кожному відокремленому поздовжньому каналі корпусу, в стінках яких виконані вікна для сполучення їх з затрубний порожниною свердловини, і контрольно-вимірювальні прилади, розташовані нижче, і/або вище регульованого клапана і функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеним в каналі, виконаному в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та контрольної інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини від контрольно-вимірювальних приладів через кабельний роз'єм, який відрізняється тим, що електроприводи запірних голок розміщені в герметичних порожнинах склянок, для чого склянки порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, а запірні голки виконані у вигляді золотника, на якому встановлений сальник, за допомогою якого запор�, �авном числа експлуатованих пластів свердловини, які верхнім кінцем пов'язані зі склянкою відповідного регульованого клапана, а протилежним - встановлені у каналах нижнього стикувального вузла, що утворюють відокремлені поздовжні канали з потоками флюїду з відповідних пластів перепускні свердловини в сідла регульованих клапанів, і спільно з корпусом утворюють межтрубние простору, сполучені з затрубний порожниною свердловини через вікна в стінці корпусу, при цьому канал нижче перепускного сідла виконаний аксіальним з перепускним сідлом регульованого клапана, повідомляє порожнину циліндра з межтрубним простором, а вищезгадані контрольно-вимірювальні прилади встановлені в стінці кожного циліндра і пов'язані кабелем з зовнішньої сторони циліндра.

4. Блок з п. 3, який відрізняється тим, що електроприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки, наприклад, з датчиком Холла.



 

Схожі патенти:

Переносний вузол обліку видобутої свердловинної рідини

Винахід відноситься до області нафтовидобувної промисловості, зокрема до переносних повірочним установок для оперативного вимірювання маси рідини, обсягу вільного газу, температури, вмісту води в нафті, а також для контролю складу продукції свердловини. Переносний вузол обліку видобутої свердловинної рідини включає вертикально встановлений циліндричний корпус, виконаний ступінчастим і складовим - верхній і нижній, скріплені фланцевим з'єднанням. У верхній частині корпусу встановлений сепаруючий елемент гидроциклон, з каплеотбойником. Клапан-регулятор газу встановлений над каплеотбойником і повідомлений з випускним патрубком газу. Впускний патрубок газу повідомлений з газової лінією з підключеними вимірювальними приладами - датчиком тиску, манометром і массомером. Впускний рідинний патрубок повідомлений тангенціально з гидроциклоном. Випускна рідинна лінія забезпечена массомером, вологоміром і пробовідбірниками, один з яких з ручним управлінням. Датчик температури, блок збору і зберігання інформації електрично пов'язані з вимірювальними приладами. Днищі нижнього корпусу забезпечено патрубком з запірною арматурою. Клапан-регулятор газу працює на закритий�нтрически і з зазором всередині нижнього корпусу. В стінках гільзи на рівні підстави кришки виконані бічні вікна, повідомляють порожнину гідроциклона з порожниною нижнього корпусу. Кожна з випускних ліній газу і рідини в зоні повідомлення з загальним колектором обладнані зворотними клапанами. 3 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб вимірювання дебіту нафтових свердловин на групових замірних установках

Винахід відноситься до вимірювальної техніки, використовуваної в нафтовидобувній промисловості для виміру та обліку продукції нафтових свердловин. Технічний результат: підвищення точності і якості виміру дебіту нафтових свердловин, підключених до групової замерной установці за рахунок ефективності сумарного і почергового виміру дебіту кожної свердловини, а також забезпечення достатнього часу для достовірного виміру дебіту кожної свердловини. Вимірювання дебіту нафтових свердловин, підключених до групової замерной установці, виробляють за допомогою перемикача свердловин одночасно у всіх підключених свердловин без одного по черзі, послідовно, далі визначають результати обчислення дебіту кожної свердловини за формулами: , Qi - дебіт «i» свердловини, підключеної до групової замерной установці; Q∑ - сумарний дебіт всіх свердловин, підключених до групової замерной установці; Q∑-i - свідчення витратоміра сумарного дебіту без одного (i) свердловини; ∑ 1 n Q ∑ − i - виміряний по черзі без одного «i» свердловини сумарний дебіт свердловин; n - кількість свердловин, підключених до групової замерной установці.

Пристрій для вимірювання дебіту продукції нафтогазовидобувних свердловин

Винахід відноситься до галузі видобутку нафти і до вимірювальної техніки і може бути використано для вимірювання дебіту продукції нафтогазовидобувних свердловин. Технічний результат полягає в спрощенні конструкції, можливості вимірювання надзвичайно малих дебітів не тільки рідини, але і газу. Пристрій містить вхідний трубопровід, сепаратор з поплавцем, газовий трубопровід, на якому встановлено лічильник газу і двопозиційний пневмоуправляемий клапан, обладнаний фіксаторами положення та мембранної камерою. Рідинний трубопровід, обладнаний лічильником рідини і таким же клапаном. Надмембранние (мінусові) порожнини камер обох клапанів пневматично пов'язані з газовим стояком. До верхньої порожнини сепаратора пневматично підключають вхідний канал перемикаючого пристрою, що має три вихідних каналу. Один вихідний канал цього пристрою пневматично підключають до подмембранной порожнини камери клапана на газовому трубопроводі. Другий вихідний канал пневматично підключають до подмембранной порожнини камери клапана на рідинному трубопроводі. Третій вихідний канал пневматично підключають до газового стояка на вихідному трубопроводі. 1 іл.

Спосіб визначення об'єму рідини витрачається

Винахід відноситься до області нафтогазовидобувної промисловості і призначене для автоматичного визначення обсягів закачуваних в свердловину по напірній магістралі бурових і тампонажних рідин. Спосіб визначення об'єму рідини витрачається при перекачуванні з тампонажної ємності в нагнітальну лінію насоса включає вимірювання числа обертів привідного вала насоса. При цьому з моменту початку перекачування рідини в нагнітальну лінію додатково в тампонажної ємності вимірюють падіння її рівня в діапазоні, достатньому для обчислення коефіцієнта перетворення числа обертів привідного вала насоса в обсяг витраченої рідини. Поточне значення обсягу витраченої рідини визначають в залежності від площі поверхні рідини в ємності, падіння рівня рідини в ємності, коефіцієнта перетворення числа обертів привідного вала насоса в обсяг витраченої рідини, частоти обертання приводного вала насоса, виміряного від моменту припинення вимірювання падіння рівня рідини. Технічний результат полягає в підвищенні точності, спрощення та автоматизації процесу визначення обсягів закачуваних в свердловину бурових і тампонажних рідин. 1 іл.

Спосіб вимірювання мультифазного флюїду в свердловині

Винахід відноситься до видобутку свердловинного флюїду, зокрема до способу вимірювання мультифазного потоку флюїду з використанням витратоміра. Технічним результатом є підвищення точності вимірювання мультифазного потоку флюїду. Спосіб включає визначення багатофазного потоку у витратомірі шляхом вимірювання тиску флюїду у витратомірі і використання вимірюваного тиску для розрахунку густини потоку. Загальний витрата через витратомір визначається на основі розрахованої щільності і PVT аналізу флюїду. Скоригований загальний масовий витрата обчислюється з використанням методики корекції на ковзання рідина/газ. Значення витрати також коригуються з урахуванням коефіцієнта витрати при витіканні, що змінюється із змінами числа Рейнольдса для флюїду. Газова і нафтова фракції можуть бути визначені за скоригованим загальному масового витраті і величиною газовій фракції. 2 н. і 14 з.п. ф-ли, 4 іл., 1 табл.

Спосіб виявлення газонасичених пластів у свердловинах

Винахід відноситься до галузі геофізики і може бути використане при контролі за розробкою родовищ вуглеводнів. Технічним результатом є спрощення технічної реалізації способу за рахунок виключення необхідності проведення в геофізичних дослідженнях каротажних вимірювань. Спосіб полягає у вимірах амплітудних значень геофізичного параметра вздовж осі обсадженій колони свердловини і глибини Н, на якій виявляються максимальні амплітудні значення вимірюваного параметра, за яким визначають глибину залягання газонасищенного пласта. У свердловині під дією перепаду між пластовим і устьевим тискам організовують потік газу відомої швидкості V і вимірюють тимчасовий розподіл амплітудних значень вологості газу в цьому потоці, а глибину залягання газонасищенного пласта в свердловині визначають за формулою H=V·t, де t - час появи максимуму на тимчасовому розподілі амплітудних значень вологості. 1 з.п. ф-ли, 2 іл.

Спосіб вимірювання дебіту продукції нафтових свердловин і пристрій для його здійснення

Винахід відноситься до техніки, використовуваної в нафтовидобувній промисловості і призначене для виміру та обліку продукції нафтових свердловин. Технічний результат спрямований на підвищення якості та ефективності виміру дебіту продукції нафтових свердловин. Спосіб, в якому продукції нафтових свердловин у вигляді нефтеводогазовой суміші виділяють чисту воду системою сифонів за рахунок створення гідравлічного затвора для проходження нафти і емульсії. Накопичують пройшли через гідравлічний затвор нафти і емульсії, перемиканням і створенням гідравлічного затвора для проходження чистої води, для подальшої ідентифікації щільності і вимірювання об'ємним витратоміром. При накопиченні до відповідного рівня рідини створюють гідравлічний затвор для проходження газу. Під дією зростаючого тиску газу, з відкриттям комбінованого регулятора витрати виробляють видавлювання рідини з відстійників. З падінням рівня рідини у відстійниках гідравлічний затвор ліквідують, і починається прохід газу через комбінований витратомір, комбінований регулятор витрати. Заміряють тиск і температуру під час скидання його в загальний колектор. Заміряють об'ємний ра�Розраховують параметри процесу вимірювання дебіту нафтових свердловин і при цьому забезпечують підбором перерізу в трубопроводах гідрозатворів співвідношення швидкостей потоку рідини або газу зі швидкістю спливання бульбашок нафти і емульсії у воді або газу в рідині. Пристрій, в якому газова лінія містить газовий витратомір і газовий регулятор витрати. Газосепаратор в нижній частині пов'язаний із загальним колектором комбінованим витратоміром, комбінованим регулятором витрати і щільності через буферну ємність, яка з'єднана з розділювальною ємністю газовим трубопроводом і рідинним трубопроводом. Розділова ємність і буферна ємність, сполучені газовим трубопроводом, утворюють прямий і опозитний сифон, а сполучені рідинним трубопроводом - опозитний сифон. Буферна ємність пов'язана із загальним колектором вимірювальної лінією. Розділова ємність пов'язана з основною газової лінією газовим трубопроводом, а з газосепаратором через вертикальний відстійник, вертикальний трубопровід і трубопроводи, що утворюють два прямих сифона і два опозитних сифона. Між зоною вертикального відстійника і вертикального трубопроводу в газосепараторе встановлені перегородки. Мікропроцесор з'єднаний з газовим витратоміром, газовим регулятором витрати, комбінованим витратоміром, комбінованим регулятором витрати і щільності. 2 н. п. ф-ли, 1 іл.

Спосіб визначення працюючих інтервалів пласту в горизонтальних свердловинах

Винахід відноситься до нафтовидобутку, а саме до технологій промислово-геофізичних досліджень видобувних експлуатаційних свердловин. Технічний результат, спрямований на підвищення точності визначення працюючих інтервалів пласту в горизонтальних свердловинах. Спосіб полягає в одночасному вимірюванні температури і тиску на кількох глибинах. При цьому вимірювання проводять безпосередньо після запуску свердловини до настання стабілізації температури в стовбурі свердловини, протягом періоду часу t, визначається за формулою: t < V Q = π R 2 L Q , діб, де V - об'єм горизонтального ділянки стовбура в межах продуктивної товщі, м3; L - довжина горизонтальної ділянки стовбура в межах продуктивної товщі, м; R - радіус ствола, м; Q - дебіт свердловини, м3/добу. 1 іл.

Спосіб визначення герметичності підземних сховищ газу з водонапірним режимом експлуатації

Винахід відноситься до газодобувної промисловості. Технічним результатом є спрощення контролю герметичності, що призводить до підвищення надійності і безпеки експлуатації ПСГ, створених у водоносних пластах. У пропонованому способі здійснюють циклічний вплив на пласт, при якому кожен цикл включає закачування газу в пласт з подальшим відбором газу. Вплив на пласт здійснюють, щонайменше, протягом 10 циклів. В кожному циклі періодично одночасно вимірюють поточний пластовий тиск у газовій ( P t ф ) і водоносної ( P t ф в ) зоні сховища, а також обсяг відбору (або закачування) газу, потім з урахуванням вимірюваних параметрів визначають розрахунковий тиск в ПСГ ( P t P ) для режиму експлуатації сховища без витоків газу і для режиму експлуатації сховища з витоками газу. Потім визначають функцію (F), як середньоарифметичне значення відхилень ( P t P ) від ( P t ф ) , отриманих при кожному i-му вимірі, для режиму експлуатації сховища без витоків газу і функцію (Fy) для режиму експлуатації сховища з витоками газу і при виконанні нерівності Fy<F роблять висновок про наявність витоків газу у сховище. 1 табл.

Спосіб визначення швидкості фільтрації пластових флюїдів

Винахід відноситься до геофізичними дослідженнями свердловин і призначене для визначення швидкостей течії пластових флюїдів в нафтових свердловинах. Технічним результатом є виділення інтервалів глибин (пластів), де відбувається рух флюїдів, і оцінка швидкості фільтрації в місці розташування спостережної свердловини. У зупиненої свердловині здійснюють вимірювання температури і визначають швидкість зміни температури на інтервалах глибин, що знаходяться в межах продуктивних пластів, і на інтервалах глибин, що знаходяться в безпосередній близькості від продуктивних пластів. На інтервалах глибин, що знаходяться в межах продуктивних пластів, виділяють ділянки, швидкість зміни температури в яких істотно вище швидкості зміни температури на інтервалах глибин, що знаходяться в безпосередній близькості від продуктивних пластів. Створюють чисельну модель зміни температури в зупиненої свердловині, що враховує вплив фільтрації пластового флюїду на швидкість зміни температури в зупиненої свердловині, порівнюють результати вимірів з результатами чисельного моделювання і по найкращому збігу результатів вимірювань і результатів мод�одуктивних пластів. 7 з.п. ф-ли, 7 іл.

Система трубних колон для вибіркового регулювання проходять потоків текучого середовища із змінними швидкостями в свердловинах, що проходять від одного основного стовбура

Група винаходів відноситься до гірського справі і може бути застосована для вибіркового регулювання потоків в многостволовой свердловині. Створена система трубних колон для вибіркового регулювання роздільно проходять потоків текучої суміші зі змінними швидкостями для операцій будівництва свердловин, нагнітання або видобутку рідких сумішей рідин, газів і/або твердих частинок, які можуть нагнітатися в або відбиратися з однієї або кількох близьких зон підземного проходу, підземної каверни, вуглеводневої або грунтового колектора. Текуча суміш, переміщення якої забезпечується через радіальний прохід розподільного переводника системи трубних колон між трубними колонами і, щонайменше, однієї іншою трубою може управлятися, щонайменше, одним елементом регулювання потоку, сумісним з найближчим до осьової лінії концентричним та/або кільцевим проходом. Переміщення текучого середовища може вибірково регулюватися для різних конфігурацій однієї або декількох, по суті, вуглеводневих і/або, по суті, водних свердловин нижче одного основного стовбура та обладнання гирла свердловини. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності регул�

Спосіб експлуатації нафтової свердловини з двома пластами

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосоване для експлуатації свердловин з двома пластами. Спосіб включає монтаж в свердловині насосної установки, що складається з колони ліфтових труб, електроприводної відцентрового і зворотно-поступального насосів, кабелю, що живить електропривод відцентрового насоса від наземної станції управління, пакера з кабельним вводом, різного пласти в певному інтервалі свердловини, і системи занурювальний телеметрії, пов'язаної кабелем зі станцією управління. Після монтажу здійснюють одночасний або роздільний запуск в роботу вищевказаних насосів для відкачування флюїду з пластів за колони ліфтових труб на поверхню свердловини з можливістю врахування їх дебітів на станції управління. В залежності від обсягу газу, що виділяється нижнім пластом свердловини, відкачування флюїду відцентровим насосом ведуть або прямотоком по колони ліфтових труб або через сопло жидкоструйного ежектора, встановленого нижче зворотно-поступального насоса з можливістю стравлювання газової шапки з подпакерной затрубний порожнини свердловини, для чого турбулентний потік флюїду на виході з відцентрового насоса переводять в ламінарний. �ють підземну промивку відцентрового насоса. Для цього з насосної установки монтажним інструментом послідовно видаляють зворотно-поступальний насос і жидкоструйний ежектор, на місці останнього встановлюють перепускний вузол, що складається з коаксіальних труб з повідомляють радіальними каналами. Потім з гирла свердловини за колони ліфтових труб через коаксіальну порожнину і радіальні канали перепускного вузла закачують промивальну рідину в подпакерную затрубну порожнину свердловини, якій під тиском через вхідний модуль промивають відцентровий насос, з останнього використану промивальну рідину під залишковим тиском спрямовують по аксіальної порожнини і радіальні канали перепускного вузла через надпакерную затрубну порожнину в гирлі свердловини. Після промивання відцентрового насоса з насосної установки видаляють перепускний вузол і на його місці послідовно встановлюють жидкоструйний ежектор і зворотно-поступальний насос, і продовжують відкачування флюїду з пластів на поверхню свердловини. Технічний результат полягає в скороченні трудовитрат на обслуговування свердловини. 1 з.п. ф-ли. 3 іл.

Спосіб одночасно-роздільної або почергової видобутку пластового флюїду з свердловин многопластових родовищ з попередньою установкою пакерів

Винахід відноситься до свердловинних насосних установок і може бути застосована для управління свердловиною. Спосіб включає окремий спуск і установку в свердловину колони труб з пакерной системою для двох продуктивних пластів, що складається з пакерів, межпакерной труби, перфорованого патрубка і полірованої втулки. Причому верхній пакер має направляючу трубку і максимально можливий діаметр прохідного каналу, достатній для проходження через нього компонування труб і приладів. Окремий спуск колони труб, оснащеної электропогружним насосом, хвостовиком, закріпленим у нижній частині насосного обладнання, або блоку телеметрії, або герметичного або негерметичного кожуха електроприводу, представленим колоною труб або штанг, на якому мають як мінімум один пакер, що розділяє потоки рідини пластів, керовані електричні або електромеханічні клапани, які регулюють або відсікаючі надходження флюїду з пластів в свердловину, блоки датчиків контролю параметрів роботи пластів, які розміщують в інтервалі перфорації кожного продуктивного пласта або над інтервалом перфорації кожного продуктивного пласта. Причому датчики тиску і температури располагаѲление і контролювати пластовий тиск і температуру. Вологоміри і витратоміри розташовують над електромагнітними або електромеханічними клапанами або під електромагнітними або електромеханічними клапанами. Управління електромагнітними або електромеханічними клапанами та інформаційний обмін з блоками датчиків контролю параметрів роботи пластів здійснюють як за окремою електричної лінії, має як мінімум одну жилу, або в складі четвертої жили заглибного кабелю живлення електронасосів, або за окремою електричної лінії замість четвертої жили заглибного кабелю живлення електронасосів, або від «нульової точки» электропогружного двигуна, або від телеметричної системи заглибного електродвигуна. При проходженні електричної лінії по корпусу заглибного електродвигуна може використовуватися, а може не використовуватися вставка з електричної лінії малого діаметра, закрита від механічних пошкоджень захисним кожухом або захисними протекторами, або може закриватися, а може не закриватися від механічних пошкоджень кожухом, встановленим аналогічно кожуха охолодження электроцентробежного насоса. Хвостовик може бути оснащений, а може бути не оснащений аварійним разъединительним пристроєм з р�іни колони труб. Виходячи з отриманих від датчиків даних, визначаються оптимальні режими одночасно-роздільної або почергової експлуатації продуктивних пластів свердловини. Встановлення оптимальних режимів експлуатації пластів і їх подальша коректування здійснюється дією блоків клапанів керування роботою пластів в автоматичному або ручному режимах, автоматизована система контролю роботи свердловинної системи дозволяє вести дистанційний он-лайн-моніторинг системи розробки родовища і вносити коригування в режими експлуатації пластів свердловини. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності управління свердловиною при одночасно-роздільної експлуатації. 4 іл.

Спосіб одночасно-роздільного закачування рідини по пластах з можливістю виміру параметрів закачиваемой рідини і установка для його реалізації

Група винаходів відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосована для одночасно-роздільного закачування в два пласта. Установка складається з спущеної в свердловину на колоні труб компонування підземного обладнання, що включає вир-центратор, нижній пакер, перехідних-центратор, пристрій розподілу закачування, верхній пакер, подовжувач. Пристрій розподілу закачування складається з корпусних і витягується частин, забезпечено верхнім автономним манометром, середнім автономним манометром і нижнім автономним манометром. Верхній і нижній штуцери встановлені в вилучається частина УРЗ з можливістю вилучення обох штуцерів за одну спуско-підйомну операцію. Технічний результат полягає в забезпеченні можливості отримання інформації про величину тиску закачування до і після кожного штуцера протягом тривалого періоду часу, одержанні достовірних даних по режиму закачування, а також підвищення надійності технології. 2 н. і 2 з.п. ф-ли, 2 іл.

Установка для одночасно-роздільної експлуатації пластів в свердловині

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосовано в свердловинних насосних установках. Установка містить колону ліфтових труб, кабель, хвостовик, пакера, электропогружной насос з зворотним клапаном для відкачування продукції пластів з вхідним модулем і електродвигуном, кожух, що охоплює електродвигун з кабелем і вхідним модулем і повідомлений з хвостовиком, оснащеним кількома каналами, кожний з яких повідомлений з одним з ділянок свердловини, манометри, функціонально пов'язані з блоком управління установкою, перемикаючий клапан з корпусом і запірним органом, розташований нижче кожуха і забезпечує повідомлення одного з ділянок свердловини з порожниною кожуха через відповідний канал. Перемикаючий клапан оснащений поршнем з поздовжнім каналом, повідомляє простір під клапаном з кожухом, а зворотний клапан встановлений у поздовжньому каналі поршня. Поршень виконаний з можливістю обмеженого поздовжнього переміщення разом з зворотним клапаном вниз під дією перепаду тисків в колони ліфтових труб і каналі хвостовика, повідомленні з одним з ділянок свердловини, або вгору під дією потоку відкачуваної рідини. Поршень виготовлений з возстовика, перекриваючи інші, при кожному зворотно-поступальному переміщенні поршня. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності одночасно-роздільної експлуатації пластів в свердловині. 4 з.п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб видобутку флюїду з двох шарів однієї свердловини і насосно-ежекторна установка для його здійснення

Група винаходів відноситься до галузі гірничої справи, зокрема до нафтовидобутку, і може бути використана для видобутку нафти з двох шарів однієї свердловини з малим вмістом газу. Технічний результат - підвищення надійності експлуатації свердловини. Спосіб включає відкачування нафти з нижнього пласта відцентровим насосом з подачею під тиском в сопло жидкоструйного ежектора. Цим ежектором одночасно з нафтою з нижнього пласта відкачують нафту з верхнього пласта по колоні насосно-компресорних труб в гирлі свердловини. При цьому нафта з нижнього пласта нагнітають в сопло жидкоструйного ежектора ламінарною течією потоку нафти з малим вмістом газу. Відкачування нафти в гирлі свердловини виробляють відцентровим насосом з напором, що задається з умови розподілу тиску на підйом мас нафти з нижнього пласта в сопло жидкоструйного ежектора і суміші нафти з обох пластів по колоні насосно-компресорних труб на роботу жидкоструйного ежектора. Прохідні перерізу сопла та камери змішування жидкоструйного ежектора ставлять прямо пропорційними дебіт нижнього пласта і дебіт обох пластів свердловини відповідно. 2 н. і 1 з.п. ф-ли, 2 іл., 1 пр.

Насосна пакерная система для многопластовой свердловини

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути застосоване для одночасно-роздільної експлуатації двох шарів однієї свердловини. Насосна пакерная система включає в себе спущений в свердловину і посаджений між пластами пакер і вище нього насосну установку, що складається з електродвигуна з кабелем, гідрозахисту, телеметрії, нижнього і верхнього насосів з прийомними вузлами і кожуха з кабельним вводом, верхній кінець якого охоплює приймальний вузол нижнього насоса, а нижній кінець розташований нижче електродвигуна. При цьому система оснащена корпусом і патрубком з бічними вихідними каналами, перший з яких з'єднаний зверху з нижнім кінцем кожуха, а другий пов'язаний зверху з електродвигуном і знизу з пакером. При цьому патрубок, ущільнюючись в корпусі, роз'єднує порожнини кожуха від верхнього пласта і повідомляє її через бічні вихідні канали з нижнім шаром. Притому патрубок забезпечений для флюїду нижнього пласта або регулятором, керованим електродвигуном, або витратоміром або ж механічним зворотним клапаном. Верхній насос з'єднаний прийомним вузлом з нижнім насосом, а останній, розташований над кожухом, з'єднаний прийомним вузлом з опікується гідрозахистом електродвигуна. При цьому пѰсоса виконаний або у вигляді вхідного модуля, забезпеченого поздовжнім наскрізним внутрішнім каналом для потоку флюїду нижнього пласта і відсікачем з боковим вхідним каналом для потоку флюїду верхнього пласта, керованим електричним, електромагнітним або гідравлічним впливом, або у вигляді вхідного модуля або газосепаратора, забезпеченого знизу патрубком з бічними вихідними каналами в затрубе свердловини для потоку флюїду нижнього пласту. Пакер або виконаний механічної дії і встановлений шляхом створення на нього, без передачі на кожух, заданої величини осьового навантаження від маси колони труб з подальшим підтриманням або зняттям цієї навантаження після герметичній посадки пакера, або виконаний гідравлічного дії, оснащений роз'єднувачем і встановлений між пластами перед спуском насосної установки шляхом створення всередині пакера надлишкового тиску, або виконаний гідродинамічного дії і оснащений всередині свердловини імпульсною трубкою, передає викидное тиск верхнього насоса в гідроциліндр пакера, або ж виконаний електричного або електромагнітного дії і пов'язаний з електродвигуном. Технічний результат полягає в підвищенні надійності та ефективності насосної установки при одночасно-розд�

Свердловинна насосна установка

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосоване для одночасно-роздільного видобутку нафти. Установка містить гирлової силовий агрегат, занурювальний гідропривід з рухомим ступінчастим плунжером, пов'язаний з устьевим силовим агрегатом за допомогою гідравлічних каналів, що передають знакозмінні навантаження через приводну середу на нього. Занурювальний насос з'єднаний з ліфтової колоною. Установка забезпечена додатковим заглибним насосом, сполученим з додатковою ліфтової колоною. Плунжер виконаний триступінчатим. Приводні порожнини гідроприводу, утворені між східцями плунжера і його корпусом, мають гідравлічні зв'язку з відповідно верхнім і нижнім зануреними об'ємними насосами. Ступіні плунжера розташовані в окремих, але суміжних порожнинах, сполучених з приводними гидроканалами. Середня ступінь плунжера, в місці переходу з однієї суміжної порожнини в іншу, і крайні ступені, у місцях їх виходу з кожної суміжної порожнини, ущільнені. Технічний результат полягає в підвищенні надійності установки та ефективності одночасно-роздільної експлуатації свердловини. 3 з.п. ф-ли, 6 іл.

Система і спосіб експлуатації високообводненних ділянок нафтових родовищ

Група винаходів відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до експлуатації нафтових родовищ з високою обводненностью видобутої продукції. Технічний результат - підвищення ефективності експлуатації за рахунок застосування більш ефективного гравітаційного розділення води і нафти в свердловині. За способом визначають загальна кількість свердловин родовища з високою обводненностью. Визначають геометричне розташування пласту-донора по відношенню до вбирного горизонту для кожної свердловини. Визначають прийомистість поглинаючого горизонту для кожної свердловини. Визначають добовий обсяг попутно видобутої води для кожної свердловини. На підставі отриманих даних, щонайменше по геометричному розташуванню пласту-донора по відношенню до вбирного горизонту, а також з умови, що прийомистість поглинаючого горизонту вище добового обсягу попутно видобутої води, визначають вид насосної системи подвійної дії. Це визначають з умови забезпечення подальшого закачування попутно видобутої води в поглинаючий вищерозміщений або нижележащий шар для кожної свердловини. При закачуванні попутно видобутої води в вищерозміщений шар у викидную лінію подають менше і менше�т додаткове ущільнення гирлового штока для сприйняття тиску. При закачуванні попутно видобутої води в нижележащий шар штанговую насосну установку оснащують хвостовиком і додатковим плунжером для води, пов'язаним з основним плунжером і забезпечує можливість подолання тиску поглинаючого пласта. Здійснюють експлуатацію, щонайменше, однієї свердловини родовища з високою обводненностью з використанням свердловинної штанговой насосної установки з насосною системою певного виду. 2 н. і 2 з.п. ф-ли, 4 іл.

Свердловинний інструмент з герметизувати каналом, який проходить через безліч секцій

Винахід відноситься до нафтогазової галузі, зокрема до системи і відповідного способу видобутку вуглеводнів з декількох підземних пластів, а також до змішування або до одночасного вилучення таких вуглеводнів. Свердловинний інструмент складається з кількох трубчастих секцій, що з'єднуються нової безрізьбової лінійної сполучної системою. Всередині циліндричних стінок сусідніх стінок забезпечений канал для електричних провідників для з'єднання електронних компонентів в різних секціях інструменту. Ущільнювальне втулки та інші ущільнювальні елементи, розташовані в каналі для електричних провідників, що забезпечують підтримання атмосферного тиску для електричних компонентів всередині інструмента. 3 н. і 29 з.п. ф-ли, 14 іл.

Система трубних колон для вибіркового регулювання проходять потоків текучого середовища із змінними швидкостями в свердловинах, що проходять від одного основного стовбура

Група винаходів відноситься до гірського справі і може бути застосована для вибіркового регулювання потоків в многостволовой свердловині. Створена система трубних колон для вибіркового регулювання роздільно проходять потоків текучої суміші зі змінними швидкостями для операцій будівництва свердловин, нагнітання або видобутку рідких сумішей рідин, газів і/або твердих частинок, які можуть нагнітатися в або відбиратися з однієї або кількох близьких зон підземного проходу, підземної каверни, вуглеводневої або грунтового колектора. Текуча суміш, переміщення якої забезпечується через радіальний прохід розподільного переводника системи трубних колон між трубними колонами і, щонайменше, однієї іншою трубою може управлятися, щонайменше, одним елементом регулювання потоку, сумісним з найближчим до осьової лінії концентричним та/або кільцевим проходом. Переміщення текучого середовища може вибірково регулюватися для різних конфігурацій однієї або декількох, по суті, вуглеводневих і/або, по суті, водних свердловин нижче одного основного стовбура та обладнання гирла свердловини. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності регул�
Up!