Спосіб розробки многопластового нафтового родовища

 

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при розробці многопластового нафтового родовища.

Відома насосна установка для одночасної або роздільного закачування яка витісняє агента в два інтервалу свердловини, що включає двоканальну гирлову арматуру, основну колону ліфтових труб, оснащену основним пакером, який встановлений між пластами, і повідомлену з подпакерним простором, додаткову колони ліфтових труб, розміщену концентрично зовні основний і оснащеної зовні додатковим пакером, який встановлений вище верхнього пласта, причому основна і додаткова колони ліфтових труб повідомлені відповідно з основною і додатковою лініями нагнітання, які повідомлені через розподільний вузол з нагнітальним трубопроводом. Основний пакер встановлений між групами пластів з різними фільтраційно-ємнісними властивостями, а лінія нагнітання, повідомлена через колону ліфтових труб з групою пластів з більш низькою проникністю, забезпечена додатковим високонапірних насосом, спущеним в шурф, який повідомлений з нагнітальним трубопроводом і додатково з водоводом. Між распределительниолнительная лінії нагнітання паралельно можуть бути з'єднані після патрубка з аналогічними лініями нагнітання подібних свердловин. Насосна установка використовується для подачі до свердловині яка витісняє агента низьконапірних трубопроводів і захищена від короткочасних збоїв в подачі яка витісняє агента в насосну установку за рахунок використання шурфу з високонапірних насосом і паралельних ліній закачування, виконаних з можливістю повідомлення у випадках порушення подачі яка витісняє агента з нагнітального трубопроводу або шурфу (патент РФ №2393342, Е21В 43/14, Е21В 33/122, опубл. 27.06.2010).

Відомий спосіб розробки нафтового покладу, в якому проводять визначення фільтраційно-ємнісних характеристик продуктивного пласта, встановлення залежності величини вибійного тиску нагнітання і пластового тиску від фільтраційно-ємнісних характеристик, визначення оптимальних інтервалів тисків нагнітання і пластових тисків, закачування робочого агента через нагнітальні свердловини та відбір продукції через видобувні свердловини на режимах фільтрації, які відповідають оптимальним значенням тиску нагнітання, і пластових тисків між зонами закачування і відбору. Кожну нагнітальну і видобувну свердловину оснащують датчиками вибійного тиску, не рідше одного разу на добу заміряють вибійні тиски в усіх свердловинах�кважин підтримують в пласті оптимальне з точки зору максимальної нафтовіддачі пластовий тиск. При цьому планують зупинки свердловин для ремонту і одночасно проводять заходи щодо підтримання пластового тиску на ділянці розробки незалежно від його зміни в процесі ремонту свердловини (патент РФ №2336413, опубл. 20.10.2008 - прототип).

Відомі технічні рішення не дозволяють розробляти нафтовий поклад із досягненням високої нафтовіддачі.

У запропонованому винаході вирішується завдання підвищення нафтовіддачі поклади.

Задача вирішується тим, що в способі розробки многопластового нафтового родовища, що включає закачування робочого агента через нагнітальні свердловини загальним фільтром, відбір пластової продукції через видобувні свердловини загальним фільтром, згідно винаходу, розробляють верхній пласт в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента при тиску нагнітання відповідно до приємістістю пласта, поблизу нагнітальні свердловини організують шурф і закачується робочий агент через шурф в нагнітальну свердловину з підвищеним тиском закачування, достатнім для вступу робочого агента як у верхній, так і нижній пласт, видобувні свердловини експлуатують у режимі постійного вибійного тиску, після реагування видобувних свердловин на�чого агента, але виробляють перерозподіл компенсації відбору з двох шарів одночасно від видобувних свердловин з високою обводненностью пластової продукції та високим вибійним тиском до видобувних свердловинах з низькою обводненностью і низьким вибійним тиском, для чого на видобувних свердловинах з збільшується обводненностью пластової продукції зменшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску, на видобувних свердловинах з низькою обводненностью збільшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску.

Сутність винаходу

При розробці нафтового покладу мало уваги звертають на співвідношення обсягів закачується через нагнітальні свердловини робочого агента і обсягів відбирається пластової продукції через видобувні свердловини. Між тим довготривале відхилення від оптимальної компенсації відбору призводить до зміни пластового тиску, передчасного обводнення пластової продукції або недоборам нафти. І в тому, і в іншому випадку знижується нефтеотдача поклади. У запропонованому винаході вирішується завдання підвищення нафтовіддачі поклади. Задача вирішується наступним чином.

При розробці многопластового нафтового мо�продукції через видобувні свердловини загальним фільтром. При поточному тиску закачування робочого тиску, обумовленого приємістістю пласта, приймає тільки один верхній шар, що володіє більшою проникністю, ніж нижній.

Розробляють верхній пласт в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента при тиску нагнітання відповідно до приємістістю пласта. Поблизу нагнітальні свердловини організують шурф і закачується робочий агент через шурф в нагнітальну свердловину з підвищеним тиском закачування, достатнім для вступу робочого агента як у верхній, так і нижній пласт. Видобувні свердловини експлуатують у режимі постійного вибійного тиску. Після реагування видобувних свердловин на підвищення тиску закачування робочого агента продовжують розробку в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента, але виробляють перерозподіл компенсації відбору з двох шарів одночасно від видобувних свердловин з високою обводненностью пластової продукції та високим вибійним тиском до видобувних свердловинах з низькою обводненностью і низьким вибійним тиском, для чого на видобувних свердловинах з збільшується обводненностью пластової продукції зменшують час роботи насосного обладнання при постійному заб�анія при постійному забійній тиску.

Приклад конкретного виконання

Розробляють многопластовое нафтове родовище з наступними характеристиками.

Верхній пласт Д0: глибина 2069-2072 м, пластовий тиск 14 МПа, пластова температура 36°С, товщина пласта 3 м, пористість від 13 до 19%, проникність від 18 до 205 мДа, нефтенасищенность від 60 до 75%, в'язкість нафти 3,9 мПа*с, щільність нафти 0,86 г/см3. Колектор - алевроліти-глинистий піщаник.

Нижній пласт Д1б2: глибина 2094-2097,8 м, пластовий тиск 14 МПа, температура 36°С, товщина пласта 3,8 м, пористість від 11 до 22%, проникність від 3 до 247 мДа, нефтенасищенность від 54 до 75%, в'язкість нафти 3,9 мПа*с, щільність нафти 0,86 г/см3. Колектор - алевроліти - піщаник.

Ділянка поклади з 2 нагнітальні свердловини і 4 видобувними свердловинами розробляють заводнюванням із закачуванням пластової води в якості робочого агента і відбором пластової продукції через видобувні свердловини.

Проводять закачування робочого агента через нагнітальні свердловини загальним фільтром при тиску закачування на гирлі 12 МПа і приємістістю від 50 м3/сут. Відбір пластової продукції через видобувні свердловини загальним фільтром. При поточному тиску закачування робочого тиску, обумовленого приемий.

Розробляють верхній пласт Д0в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента близько 110% при тиску нагнітання відповідно до приємістістю пласта.

Поблизу нагнітальні свердловини організують шурф і закачується робочий агент через шурф в нагнітальну свердловину з підвищеним тиском закачування близько 16-20 МПа. При такому тиску закачування робочий агент поступає як у верхній, так і нижній пласт при розподілі обсягів закачування відповідно 40/60%. Видобувні свердловини експлуатують у режимі постійного вибійного тиску, згідно з яким в свердловині підтримують постійним не дебіт рідини, а вибійне тиск незалежно від дебіту. Після реагування видобувних свердловин на підвищення тиску закачування робочого агента продовжують розробку в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента, але виробляють перерозподіл компенсації відбору з двох шарів одночасно від видобувних свердловин з високою обводненностью пластової продукції близько 60-90% та високим вибійним тиском близько 8,5-9,5 МПа до видобувних свердловинах з низькою обводненностью порядку 12-45% та низьким вибійним тиском близько 6,5-8,5 МПа, для чого на видобувних свердловинах з збільшується обсов при постійному забійній тиску, на видобувних свердловинах з низькою обводненностью порядку 12-45% збільшують час роботи насосного обладнання в межах від 1 до 6 годин при постійному забійній тиску.

В результаті нефтеотдача родовища збільшується на 2,8% і досягає 32%.

Застосування запропонованого способу дозволить підвищити нафтовіддачу родовища.

Спосіб розробки многопластового нафтового родовища, що включає закачування робочого агента через нагнітальні свердловини загальним фільтром, відбір пластової продукції через видобувні свердловини загальним фільтром, який відрізняється тим, що розробляють верхній пласт в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента при тиску нагнітання відповідно до приємістістю пласта, поблизу нагнітальні свердловини організують шурф і закачується робочий агент через шурф в нагнітальну свердловину з підвищеним тиском закачування, достатнім для вступу робочого агента як у верхній, так і нижній пласт, видобувні свердловини експлуатують у режимі постійного вибійного тиску, після реагування видобувних свердловин на підвищення тиску закачування робочого агента продовжують розробку в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента, але виробляючи�нностью пластової продукції та високим вибійним тиском до видобувних свердловинах з низькою обводненностью і низьким вибійним тиском, для чого на видобувних свердловинах з збільшується обводненностью пластової продукції зменшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску, на видобувних свердловинах з низькою обводненностью збільшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску.



 

Схожі патенти:

Спосіб розробки нафтових родовищ

Винахід відноситься до нафтової промисловості і, зокрема, до розробки нафтових родовищ. Технічний результат - підвищення нафтовіддачі пласта за рахунок більш ефективного і раціонального розміщення сітки свердловин на площі родовища з урахуванням тектонічних і геомеханічних умов залягання продуктивних порід. За способом здійснюють геофізичні дослідження розвідувальних свердловин методом крос-дипольного акустичного каротажу. Відбирають орієнтований керн з подальшим визначенням напрямів природної тріщинуватості. Визначають регіональні напрямки максимальних напружень нефтенасищенних порід. За отриманими результатами розміщують нагнітальні свердловини вздовж регіональних напрямів максимальних напружень. Між нагнітальні свердловини розміщують видобувні свердловини з утворенням системи розробки. Частина нагнітальних свердловин, які потрапляють у зони тектонічних порушень і ближче 200 м, вводять в експлуатацію як видобувні з подальшим переказом під нагнітальні свердловини. Видобувні свердловини, при їх обводнении вище порогу рентабельності і при необхідності підтримання пластового тиску в родовищі, переводять в нагнетати нагнітальних свердловин вздовж регіональних напрямів максимальних напружень нефтенасищенних порід і забезпечували рівномірний витіснення нафти. 2 з.п. ф-ли, 3 табл., 8 іл.

Спосіб розробки обводнених покладів нафти свч електромагнітним впливом (варіанти)

Група винаходів відноситься до області нафтовидобувній промисловості і може бути використана для підвищення нафтовіддачі пласта при розробці обводнених покладів з в'язкою нафтою та бітуму на пізній стадії розробки. Спосіб включає розтин пласта з можливістю перекладу видобувної свердловини нагнітальні, обробку пласта, витримку свердловини без будь-якого впливу, відбір нафти із пласту. Причому в нагнітальну свердловину спускають систему НВЧ електромагнітних генераторів з частотою випромінювання 2,5 ГГц, з'єднану зі щілинною антеною допомогою фідера. Довжину щілинної антени вибирають рівною товщині водоносної області пласта. В режимі нагнітання здійснюють закачування води в пласт з одночасним впливом на пласт СВЧ електромагнітним полем, потужність випромінювання визначається часом нагріву закачиваемой води в забої свердловини до необхідної температури. При заповненні 5-10% об'єму порового простору пласта здійснюють витримку свердловини, переводять у видобувну свердловину і проводять відбір рідини з видобувної свердловини. Технічним результатом є підвищення ефективності та рентабельності розробки обводнених покладів високов'язкої нафти, интенсификацияом у привибійній зоні пласта видобувних свердловин. 2 н. п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб розробки нафтового родовища

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може знайти застосування при розробці родовища нафти, продуктивні пласти якого представлені терригенним типом колектора і складаються з двох горизонтів. Технічний результат - підвищення коефіцієнта нефтеизвлечения родовища. За способом разбуривают родовище з рядною системи з трикутною сіткою свердловин. Здійснюють закачування робочого агента в нагнітальні свердловини. З видобувних свердловин здійснюють видобуток нафти. На початковому етапі розробки родовище, продуктивний пласт якого представлений двома горизонтами, ділять центральним розрізним поруч нагнітальних свердловин з відстанню між свердловинами не менш ніж 300 м. Центральний виконав ряд розміщують по лінії максимальної структури поклади, нагнітальні свердловини в якому виконують з розкриттям загальним фільтром обох горизонтів. Найближчий - перший ряд видобувних свердловин бурять на відстані від центрального ряду не менше ніж 500 м. Разбуривание інших ділянок пласта проводять з відстанню між свердловинами 300-400 м. Після прокачування центральним поруч нагнітальних свердловин 0,4-0,7 часткою одиниць порового об'єму до найближчих рядів добивающи в цілому по родовищу більш ніж на 90% від початкових видобутих запасів нафти між центральним розрізним поруч нагнітальних свердловин і найближчим поруч видобувних бурять ущільнюючий ряд видобувних свердловин. Свердловини самого центрального ряду переводять у видобуток з верхнього горизонту. При обводнении видобувних свердловин першого ряду до 98% їх переводять під нагнітання води. 2 пр., 2 іл.

Спосіб збільшення видобування вуглеводнів

Група винаходів відноситься до галузі інтенсифікації вуглеводнів з підземного пласта. Технічний результат - підвищення ефективності способу. За способом здійснюють установку першого пристрою в першу горизонтальну свердловину. Нагнітають першу текуче середовище в першу горизонтальну свердловину через перший пристрій. Здійснюють видобуток вуглеводнів з другої горизонтальної свердловини, розташованої під першою свердловиною. Нагнітають другу текуче середовище в третю свердловину, зміщену вбік від кожної із свердловин, першої та другої, для витіснення текучих середовищ в колекторі до другої свердловині. При цьому продовжують видобуток вуглеводнів з другої свердловини. Встановлюють гідравлічну зв'язок між першою, другою та третьою свердловинами. Збільшують тиск в першій свердловині з використанням другий текучого середовища, що нагнітається в третю свердловину. Закривають першу свердловину, коли тиск в ній збільшується другий текучої середовищем до тиску, достатнього для витіснення вуглеводнів з другої свердловини при їх видобутку. 4 н. і 25 з.п. ф-ли, 10 іл.

Спосіб розробки нафтового покладу горизонтальними свердловинами

Винахід відноситься до нафтової промисловості і, зокрема, до області розробки нафтових покладів горизонтальними свердловинами. Технічний результат - збільшення нефтеизвлечения за рахунок вирівнювання фронту закачиваемой рідини в пласт і розширення області застосування горизонтальних свердловин при різних умовах розробки покладів. За способом здійснюють будівництво горизонтальних видобувних свердловин, що охоплюють поклад, і горизонтальних нагнітальних свердловин. Нагнітають витісняє агент через нагнітальні свердловини і здійснюють відбір продукції видобувними свердловинами. Горизонтальні видобувні свердловини розміщують паралельно один одному. Між горизонтальними ділянками і паралельно горизонтальних ділянок мають горизонтальну нагнітальну свердловину. Нагнітання в неї починають від забою. При зниженні прийомистості колекторів на вибої горизонтальній нагнітальної свердловини до гранично рентабельною непрацюючий ділянку горизонтального стовбура ізолюють послідовно в напрямку від вибою до початку горизонтального стовбура нагнітальної свердловини. При цьому горизонтальні видобувні свердловини проводять в проникному прослое нижче покрівлі пласта нажину будують рівновіддаленою від горизонтальних ділянок видобувних свердловин на відстані кроку проектної сітки. Закачування яка витісняє агента здійснюють з підвищенням пластового тиску на 10-20% порівняно з зоною відбору. Передбачають повернення до попередніх інтервалах експлуатації після закінчення часу, достатнього для відновлення і вирівнювання фронту закачиваемой рідини в пласті. Горизонтальні ділянки видобувних свердловин розкривають у двох інтервалах на відстані, що виключає їх гідродинамічну зв'язок. Відбір продукції проводять по черзі. При цьому перемикання з одного інтервалу видобутку на іншій здійснюється при досягненні гранично рентабельною обводненості продукції. 6 іл., 1 пр.

Спосіб розробки нафтового покладу

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до розробки нафтових покладів із застосуванням заводнення. Завдання винаходу - зниження трудомісткості контролю за процесом заводнення нафтової поклади при закачуванні яка витісняє агента в нагнітальні свердловини. За способом здійснюють закачування яка витісняє агента і відбір нафти через систему нагнітальних і видобувних свердловин. Змінюють режим заводнення в процесі розробки. Закачування яка витісняє агента в нагнітальну свердловину виробляють в інтенсивному режимі. За допомогою наземних засобів вимірювань, що входять в автоматизовану систему управління технологічним процесом, в режимі реального часу здійснюють моніторинг зміни зростання обсягу видобутої нафти в залежності від зростання обсягу закачування яка витісняє агента до моменту різкого спаду обсягу видобутої нафти. Далі фіксують величину обсягу закачування яка витісняє агента, при якій стався вказаний спад. Подальшу закачку в нагнітальну свердловину виробляють в обсязі нижче цієї встановленої величини. 1 пр., 6 іл.

Спосіб управління системою відборів і впливів на кущі свердловин

Винахід відноситься до галузі видобутку нафти і може бути використано в системах видобутку та збору нафти і газу при розробці нафтових родовищ, особливо на пізніх стадіях розробки, коли продукція нафтових свердловин характеризується великою обводненностью. Технічний результат - підвищення ефективності управління кущем свердловин. Спосіб передбачає використання видобувних свердловин. Серед них одну або кілька свердловин обладнують насосною установкою з можливістю зміни подачі. У кожної видобувної свердловини відомий пласт або пласти, з яких здійснюють видобуток. На гирлі кожної видобувної свердловини заміряють кількість видобутих нафти сирої і нафтового газу, а також обводненість сирої нафти. Продукцію видобувних свердловин направляють в збірний колектор куща свердловин. Кущ містить одну або більше нагнітальних свердловин. У кожній нагнітальні свердловини відомий пласт або пласти, які виробляють закачування. Визначають прийомистість за закачиваемой води і необхідний тиск закачування. Досліджують сумісність закачиваемой води з пластової водою. Закачування здійснюють при сумісності закачиваемой і пластових вод. Визначають координати всіх видобувних і нагнетат�нною продукції від прийому насосної установки до гирла свердловини при максимальній подачі. Завмер кількості видобутих сирої нафти і нафтового газу виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу підйому рідини для даної свердловини. На гирлі кожної нагнітальні свердловини заміряють тиск закачиваемой води і її кількість. Завмер кількості закачиваемой води і тиску на гирлі виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу надходження води на гирлі кожної нагнітальної свердловини до пакера. Для кожної нагнітальні свердловини відновлюють зміна кількості закачиваемой води і її тиску на гирлі у часі. Для кожної видобувної свердловини за відновленим змін у часі кількості здобутих сирої нафти і нафтового газу визначають залежність від кількості закачиваемой води і тиску на гирлі, а також відстані для кожної нагнітальні свердловини, що веде закачування в той же пласт. Для видобувних свердловин, обладнаних насосними установками з можливістю зміни подачі, такі залежності визначають при різних подачах. На підставі отриманих залежностей для всіх видобувних свердловин виробляють управління кущем свердловин. Причому система подачі підготовленої води для закачування виконана з возможнз.п. ф-ли, 1 іл.

Спосіб кущового скидання та утилізації попутно видобутої води

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути застосоване для кущового скидання та утилізації попутно видобутої води на нафтових родовищах пізньої стадії розробки. Спосіб включає завмер прийомистості нагнітальні свердловини, подачу продукції однієї або більше видобувних свердловин у свердловину для попереднього скидання води, завмер густин кількості сирої нафти та газу, а також обводненості сирої нафти, щільності нафти і води, що надходять у свердловину для попереднього скидання води, розподіл у ній продукції на частково зневоднену нафту, газ і воду, напрямок частково збезводненої нафти і газу в збірний колектор, подачу скинутої води в нагнітальну свердловину. Визначають сумісність скинутої води з водою пласту, в який проводиться закачування з нагнітальної свердловини, при сумісності вод нагнітальну свердловину оснащують пристроєм для створення тиску води, достатньої для закачування води в пласт, наприклад, электроцентробежним насосом-«перевертнем». Це пристрій виконується з можливістю зміни подачі, наприклад частотно-регульованим приводом для электроцентробежного насоса-«перевертиша». Його встановлюють на мінімальну подачу,як скинутої води вона направляється в збірний колектор, при задовільному її направляють в нагнітальну свердловину, заміряють кількість надходить в нагнітальну свердловину скинутої води, потім з вибраним постійним або змінним кроком виробляють збільшення подачі пристрою для створення тиску води. Це збільшення відбувається до тих пір, поки якість скинутої води задовольняє геологічними умовами пласта. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності кущового скидання та утилізації попутно видобутої води. 2 з.п. ф-ли, 1 іл., 1 пр.

Пристрій для закачування рідини в нагнітальну свердловину

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосовано в системі підтримування пластового тиску. Пристрій включає порожнистий корпус з кришкою, в якій виконані канали подачі робочого агента, і дном з випускним каналом, розташованим в ньому концентрично і має площу поперечного перерізу, велику площі поперечного перерізу каналу подачі робочого агента для повідомлення порожнини корпусу з привибійної зони свердловини, рухомий робочий орган, який утворює з корпусом робочі камери. Рухомий робочий орган виконаний у вигляді усіченого еліпса, встановленого в корпусі на опори ковзання і виконаного у вигляді осі з співвідношенням довжин плечей верхнього і нижнього кінців 1:2. У робочому органі виконаний канал з можливістю повідомляти робочу камеру, опору ковзання з випускним каналом дна корпусу, під дном розташована насадка з сполучених випускним каналом і з радіальними отворами однакової площі поперечного перерізу. Загальна площа поперечного перерізу отворів дорівнює площі поперечного перерізу випускного каналу. Нижня поверхня кришки і верхня поверхня дна виконані у вигляді твірної циліндра з можливістю переміщення по ним верхнього і нижньо�ефективності стаціонарної імпульсної закачування рідини. 2 іл.

Спосіб розробки нафтового покладу з глиносодержащим колектором

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і, зокрема, до внутриконтурному заводненню пластів та підтримання пластового тиску при розробці нафтових покладів з глиносодержащим колектором. Технічний результат - підвищення нафтовіддачі пластів за рахунок збільшення їх охоплення. Спосіб включає циклічне зниження та підвищення тиску в пласті закачуванням води через нагнітальні свердловини і відбір нафти через видобувні свердловини. В пласт через нагнітальні свердловини періодично закачують мінералізовану воду в об'ємі 0,1-5 парових обсягів пласта і прісну воду в об'ємі 0,1-5 парових обсягів пласта. Перехід до закачування прісної води після закачування мінералізованої води здійснюють без поступового зниження мінералізації. Склад і концентрацію солей закачиваемой мінералізованої води залишають на рівні пластової. Цикл закачування вод різної мінералізації багаторазово повторюють. Прісну воду закачують до моменту часу, коли зниження прийомистості нагнітальні свердловини перевищить допустимий технологічний рівень - критичне падіння пластового тиску в областях цільового впливу. Мінералізовану воду закачують до моменту часу, коли нагнітач�дкости і тиском на гирлі. 2 іл.

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

Група винаходів відноситься до варіантів блоку регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини. Блок по першому варіанту містить корпус, обмежений знизу стикувальним вузлом з каналами потоків пластових флюїдів і зверху стикувальним вузлом з встановленими на ньому регульованими клапанами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини. У корпусі розміщені зв'язані між собою стакани, які порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, і циліндри, останні протилежним кінцем встановлені у відповідних каналах нижнього стикувального вузла, що утворюють міжтрубний простір і відокремлені поздовжні канали для потоків флюїду з відповідних пластів в гирлі свердловини. В склянках виконано перепускний сідло з радіальними каналами в стінці склянки по обидві сторони сідла. Радіальні канали нижче перепускного сідла виконані зі сторони торця склянки. Вище перепускного сідла встановлена запірна голка, виконана у вигляді золотника, на останньому розташований сальник, за допомогою якого запірна голка герметично переміщається в склянці від електроприводу, розміщеного в герметичній порожнині склянки і закріпленого в стиковочн�роприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки з датчиком Холу. В поздовжніх каналах циліндрів розташовані контрольно-вимірювальні прилади, функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеним в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини через кабельний роз'єм. У другому варіанті блоку в склянці нижче перепускного сідла виконаний канал, аксіальний перепускного сідла, сообщающему повздовжній канал з межтрубним простором, а контрольно-вимірювальні прилади встановлені в стінці кожного циліндра і пов'язані кабелем в міжтрубному просторі. Технічний результат полягає в підвищенні надійності одночасно-роздільної експлуатації многопластових свердловин. 2 н. і 2 з.п. ф-ли, 2 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.
Up!