RU2313659C1 - Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин - Google Patents
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2313659C1 RU2313659C1 RU2006109672/03A RU2006109672A RU2313659C1 RU 2313659 C1 RU2313659 C1 RU 2313659C1 RU 2006109672/03 A RU2006109672/03 A RU 2006109672/03A RU 2006109672 A RU2006109672 A RU 2006109672A RU 2313659 C1 RU2313659 C1 RU 2313659C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- well
- working agent
- control device
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата, газогидрата) и поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях, и может быть использовано при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной. Обеспечивает повышение эффективности одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной на многопластовом месторождении. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче. При этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне одного ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче. Для этого спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем, или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного или несъемного типа. При этом после монтажа устья скважины закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь. Получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов. При их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. 13 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата и пр.) и поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной (ОРЭ) или поочередной (ПЭ) эксплуатации нескольких добывающих (ОРД или ПД) и/или нагнетательных (ОРЗ или ПЗ) пластов одной скважиной, а также, в ряде случаев, может быть применено для регулирования, исследования и отсекания притока флюида из пластов в фонтанной, газлифтной, насосной или нагнетательной скважине.
Известен способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации (Патент РФ №2211311, Е21В 43/14, бюллетень №24 от 27.08.03 г.), включающий разведку, бурение, исследование и перфорацию эксплуатационных объектов, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и раздельную эксплуатацию объектов.
Известна скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной (Патент РФ №2262586, Е21В 43/12, 34/06 бюллетень №29 от 20.10.05 г.), включающая спущенные и установленные в скважину одну или несколько колонн труб, при этом, по крайней мере, одна колонна труб оснащена, по меньшей мере, двумя устройствами - пакером и разъединителем, причем установка имеет возможность после спуска в скважину и герметичной посадки в ней, по меньшей мере, одного пакера, разъединения от него колонны труб и извлечения из скважины, затем спуска и установки в скважину колонны труб большего, или меньшего, или равного диаметра, без, или с одним, или несколькими из устройств - пакером, разъединителем, состоящим из съемной и несъемной двух частей, одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами, телескопическим соединением и насосом, причем колонна труб спущена или непосредственно в скважину, или же в колонну труб большего диаметра и не соединена или соединена герметично, но не жестко через разъединитель с соответствующим посаженным пакером, при этом башмак колонны труб ниже пакера, установленного над или под нижним пластом, гидравлически разобщен или соединен с забоем скважины.
Известен способ для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной (Патент РФ №2253009, Е21В 43/14, бюллетень №15 от 27.05.05 г.), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, с одним или несколькими пакерами гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, причем при наличии нескольких пакеров их спускают в скважину одновременно или последовательно (раздельно) и устанавливают выше и/или между пластами, при этом ниже и/или выше пакеров спускают, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппеля со съемным клапаном (регулирующим устройством) для подачи через них рабочего агента (среды) и регулирования расхода при закачке в пласты, далее нагнетают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в пласты через соответствующие съемные клапаны (регулирующие устройства) в посадочных узлах, а затем измеряют общий расход рабочего агента (на устье или внутри колонны труб) и расходы по отдельным пластам, в частности с помощью расходомера, спускаемого в колонну труб выше и между пластами (съемными клапанами).
Известные способы и установки не позволяют управлять с поверхности скважины различными состояниями (в частности, состояниями "открытия", "закрытия" и степенью регулирования открытия) съемных клапанов (регулирующих устройств), измерять, определять и регулировать с устья расходом рабочего агента (среды) или дебитом флюида для каждого из пластов одной скважины.
Задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих (нефтяных, газовых, газоконденсатных, газогидратных) и/или нагнетательных пластов одной скважиной на многопластовом месторождении.
Технологический и технический результаты при использовании способа для эксплуатации нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной на многопластовом месторождении может достигаться за счет возможности: управления с поверхности скважины различными состояниями (в частности, состояниями "открытия", "закрытия" и степенью регулирования открытия) регулирующих устройств; измерения и определения на устье расхода рабочей среды или дебита флюида для каждого пласта скважины; раздельного освоения добывающих пластов или закачки рабочей среды в пласты; отдельного исследования каждого из пластов; дифференциального воздействия на пласты путем создания депрессии или репрессии на них; раздельного глушения или разобщения пластов; регулирования или поддержания оптимального диапазона или значения забойного давления для пласта в работе скважины; обеспечения закачки среды в нагнетательный пласт, отсекая при этом регулирующим устройством другой добывающий пласт или, наоборот, добывая флюид из одного пласта, отсекая при этом другой нагнетательный пласт; регулирования проектного расхода рабочей среды или дебита флюида по пластам скважины.
Экономический эффект от использования изобретения для добывающей или нагнетательной скважины может достигаться за счет: сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; повышения добычи продукции; сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение исследования и замера параметров скважины; увеличения межремонтного периода скважины и срока службы подземного оборудования.
Цель изобретения достигается тем, что в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной многопластовой скважине, по меньшей мере, на уровне одного ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство, по крайней мере, одним измерительным преобразователем, передающим информацию по замеру на поверхность скважины для определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, при этом спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб, по крайней мере, один кабель или импульсную трубку и связывают, по меньшей мере, с одним измерительным преобразователем, или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, расположенными эксцентрично или концентрично и выполненными съемного или несъемного типа, причем после монтажа устья скважины закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его, по меньшей мере, через одно регулирующее устройство и измерительный преобразователь, при этом получают на устье информацию по замеру, по меньшей мере, от одного измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение, по крайней мере, одного регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов.
При оснащении колонны труб несколькими пакерами, по меньшей мере, один пакер выполняют с одним или несколькими герметизирующими отводами для прохода кабелей или импульсных трубок. Колонну труб, в частном случае, оснащают несколькими измерительными преобразователями, которые спускают и устанавливают на уровне пластов, для замера с поверхности скважины технологических параметров рабочего агента при закачке его в пласты или флюида при добыче его из пластов, причем снаружи колонны труб закрепляют и спускают один или несколько кабелей, которые связывают с измерительными преобразователями на уровне соответствующих пластов, и направляют через последние рабочий агент или флюид при эксплуатации скважины. В частном случае в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах.
Колонну труб, в частном случае, оснащают несколькими регулирующими устройствами, которые спускают и устанавливают на уровне пластов, для управления с поверхности скважины расходом рабочего агента при закачке его в пласты или дебитом флюида при добыче его из пластов, причем снаружи колонны труб закрепляют и спускают один или несколько кабелей или импульсных трубок, которые связывают с одним или несколькими регулирующими устройствами на уровне соответствующих пластов, и направляют через последние рабочий агент или флюид при эксплуатации скважины.
Измерительный преобразователь, в частном случае, выполняют в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитометра. Измерительный преобразователь оснащают, по меньшей мере, одним дросселем или шайбой, или штуцером, при этом его вход и выход соединяют с датчиком перепада давления или датчиками давления, для передачи и определения с устья скважины расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты. Также регулирующее устройство с измерительным преобразователем оснащают, по меньшей мере, одним дросселем или шайбой, или штуцером, при этом его вход и выход соединяют с датчиком перепада давления или датчиками давления, для изменения, передачи и определения с поверхности скважины расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты.
Регулирующее устройство, в частном случае, выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку.
Колонну труб на уровне одного или нескольких пластов, в частном случае, оснащают, по меньшей мере, одной скважинной камерой, в которую устанавливают, с помощью кабеля или каната, регулирующее устройство или измерительный преобразователь, или регулирующее устройство с измерительным преобразователем. По меньшей мере, одно регулирующее устройство, в частном случае, выполняют в виде съемного клапана с одним или двумя противоположными штуцерами или запорными элементами.
Колонну труб на уровне одного или нескольких пластов, или выше пакера, в частном случае оснащают одной или несколькими технологическими скважинными камерами с глухой пробкой, чтобы при необходимости извлекать из камеры глухую пробку или заменять ее на клапан, предназначенный для закачки среды, промывки, глушения или освоения скважины, или же для замены его на дополнительное регулирующее устройство для увеличения расхода среды или дебита флюида для пласта.
В частном случае колонну труб, по меньшей мере, дополнительно оснащают разъединителем (для возможности ее отсоединения гидравлическим или механическим путем, в том числе путем отворота колонны труб с кабелем или импульсной трубкой от посаженного пакера без отвода) или телескопическим соединением (для компенсации изменения длины колонны труб выше или между пакерами, а также для надежности и последовательности срыва пакеров), или разъединителем и телескопическим соединением. Колонну труб, в частном случае, дополнительно оснащают центраторами (в частности, для наклонных скважин) и ниппелем для съемного клапана (например, опрессовочного и пр.).
В целом эти технологические и технические решения повышают эффективность работы многопластовых скважин при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации.
Принципиальные виды некоторых установок для реализации способа приводятся на фигурах 1-9, в частности: на фиг.1 изображена многопакерная установка с несколькими кабелями или импульсными трубками для регулирующих устройств и/или измерительных преобразователей; на фиг.2, 3 - пакерная установка с одним кабелем или импульсной трубкой для регулирующего устройства и/или измерительного преобразователя; на фиг.4 - пакерная установка с несколькими кабелями или импульсными трубками, или же с одним кабелем для измерительного преобразователя и одной импульсной трубкой для регулирующего устройства; на фиг.5 - многопакерная установка с одним кабелем или импульсной трубкой для регулирующего устройства и/или измерительного преобразователя; на фиг.6 - многопакерная установка с несколькими кабелями или импульсными трубками для регулирующих устройств и/или измерительных преобразователей; на фиг.7 - насосная установка (УЭЦН, УШГН и пр.) с регулирующим устройством и/или измерительным преобразователем; на фиг.8 - регулирующее устройство или измерительный преобразователь, или регулирующее устройство с измерительным преобразователем, установленное в скважинной камере (или боковом отверстии) и связанное с кабелем или импульсной трубкой; фиг.9 - один из вариантов регулирующего устройства с измерительным преобразователем.
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин (фиг.1-9) реализуется следующим образом.
Спускают в нагнетательную или фонтанную, или газлифтную, или насосную скважину 1 одну колонну труб 2 с постоянным (например, см. фиг.1-3) или переменным (фиг.7, 8) диаметром и открытым 3 (фиг.1, 4) или заглушенным 4 (фиг.1, 3, 6) нижним концом.
Колонну труб 2 оснащают между пластами П1, П2 (фиг.2-4) или выше П1 и между П1, П2 (фиг.5-7) или П1, П2, П3 и другими пластами (фиг.1) одним 5 или несколькими 5, 6 и 7 (может не быть или дополнительно могут быть и другие) пакерами, а также одним 8 (фиг.4) или несколькими 8, 9 (фиг.2, 5-7), или 8, 9, 10 (фиг.1) регулирующими устройствами (могут быть и другие) для управления расходом рабочего агента при закачке его в пласты или дебитом флюида при добыче его из пластов. При этом на уровне одного П1 или нескольких П1 и П2, или П1, П2, П3 и прочих пластов скважины 1 оснащают колонну труб 2 (фиг.4), или же одно 8 (фиг.2, 3, 5), или несколько 8, 9 (фиг.1, 6, 7) регулирующих устройств одним 11 или несколькими 11, 12 (могут быть и другие) измерительными преобразователями (без или с интерфейсом для сохранения информации о замеренных технологических параметрах), передающими информацию по замеру на поверхность скважины 1 для определения технологических параметров рабочего агента при закачке его в пласты или флюида при добыче его из пластов. Для этого спускают в скважину 1 (снаружи или внутри) колонны труб 2 один 13 (фиг.2, 3, 5) или несколько 13, 14 (фиг.1, 4, 6) кабелей (или импульсных трубок) и связывают один, или все, или несколько из них с одним 11 (фиг.2, 3, 5) или несколькими 11, 12 (фиг.1, 6, 7) измерительными преобразователями или регулирующими устройствами 8, 9, или же, как с измерительным преобразователем (например, поз. 11), так и с регулирующим устройством (например, поз.8), расположенными эксцентрично (фиг.1, 2, 4-8) или концентрично (поз. 8, 11 по фиг.3) и выполненными съемного (например, см. фиг.8) или несъемного (например, см. фиг.1) типа. После монтажа устья скважины 1 закачивают рабочий агент 15 или добывают флюид 16, направляя его через одно 8 (фиг.4) или несколько 8, 9 (фиг.2, 5-7), или 8, 9, 10 (фиг.1) регулирующих устройств и через один 11 (фиг.4) или несколько 11, 12 (фиг.1, 6, 7) измерительных преобразователей. При этом получают на устье скважины 1 информацию по замеру (например, давления, температуры, перепада давления, перепада температуры, количества воды, газа и нефти и пр.) измерительными преобразователями 11, 12 и определяют технологические параметры (например, расход рабочего агента или дебит воды, газа и нефти и пр.) либо рабочего агента 15, либо флюида 16 для пластов П1, П2 или П1, П2 и П3, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение одного 8 или нескольких 8, 9, или 8, 9, 10 и пр. регулирующих устройств до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов П1, П2 или П1, П2, П3 и прочих.
В частном случае, один 5 (фиг.5) или несколько 5, 6 (фиг.1, 6, 7) пакеров выполняют с одним 17 или несколькими 17, 18 герметизирующими отводами для одного 13 или нескольких 13, 14 кабелей или импульсных трубок. При этом через герметизирующий отвод 17 может пройти кабель 13 для соединения с измерительным преобразователем, а через герметизирующий отвод 18 - пройти импульсная трубка 14 для соединения с регулирующим устройством.
Измерительный преобразователь 8, 9 (фиг.9), в частном случае, выполняют в виде датчика 19 (или 19 и 20) давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитометра. Измерительный преобразователь 8, 9 оснащают, по меньшей мере, одним 21 дросселем или шайбой, или штуцером, при этом его вход 22 или 23 и выход 23 или 22 соединяют с датчиком перепада давления 19 или датчиками давления 19 и 20 для передачи и определения с устья скважины 1 расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты. Также регулирующее устройство 11, 12 с измерительным преобразователем 8, 9 оснащают, по меньшей мере, одним 21 дросселем или шайбой, или штуцером, при этом его вход 22 или 23 и выход 23 или 22 соединяют с датчиком перепада давления 19 или датчиками давления 19 и 20, для передачи и определения с поверхности скважины 1 расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты. Регулирующее устройство 11, 12, в частном случае, выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана 24 с запорным элементом 25, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины 1 путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку 13, 14. По меньшей мере, одно регулирующее устройство 11 или 12 (см. фиг.9) без или с кабелем 13, 14, в частном случае, выполняют в виде съемного клапана 24 с одним или двумя противоположными штуцерами 21, 26 или запорными элементами 25, 27.
Колонну труб 2 на уровне одного или нескольких пластов, в частном случае, оснащают, по меньшей мере, одной скважинной камерой 28 (фиг.2, 5, 8), в которую устанавливают, с помощью кабеля или каната, регулирующее устройство 11 или измерительный преобразователь 8, или регулирующее устройство 11 с измерительным преобразователем 8. Колонну труб 2 на уровне одного или нескольких пластов, или выше пакера, в частном случае, оснащают одной или несколькими технологическими скважинными камерами 29, 30 с глухой пробкой 31, 32 (фиг.1-6), чтобы при необходимости извлекать из камеры глухую пробку 31 или 32 и заменять ее на клапан, предназначенный для закачки среды, промывки, глушения или освоения скважины 1, или же для замены его на дополнительное регулирующее устройство 9 для увеличения расхода среды или дебита флюида для пласта. В частном случае колонну труб 2, по меньшей мере, дополнительно оснащают разъединителем 33 (для возможности ее отсоединения гидравлическим или механическим путем, в том числе путем отворота колонны труб с кабелем или импульсной трубкой от посаженного пакера без отвода), или телескопическим соединением 34 (для компенсации изменения длины колонны труб выше или между пакерами, а также для надежности и последовательности срыва пакеров), или разъединителем 33 и телескопическим соединением 34 (фиг.1-7). Колонну труб 2 (фиг.6), в частном случае, дополнительно оснащают центраторами 35, 36 (в частности, для наклонных скважин) и ниппелем 37 для съемного клапана (например, опрессовочного и пр.). Регулирующее устройство 11, 12, измерительный преобразователь 8, 9 или регулирующее устройство 11 с измерительным преобразователем 8 выполняют в виде центрального (например, см. фиг.1) или бокового (см. фиг.8) клапана (устройства).
В скважине 1 рабочий агент 15 закачивают в пласт П1 или добывают флюид 16 из пласта П1 (фиг.4) через одно регулирующее устройство 8 или же рабочий агент 15 закачивают в пласт П1 и П2 или добывают флюид 16 из пласта П1 и П2 (фиг.2, 5) через несколько регулирующих устройств 8 и 9. При этом поток агента или флюида проходит через измерительный преобразователь 11, с помощью которого замеряются технологические параметры для пласта П1 и передаются на поверхность скважины 1 через кабель 13, а для другого пласта П2, если отсутствует измерительный преобразователь 12 (см. фиг.6) - эти параметры определяются исходя из общего замера на устье скважины 1.
Также в скважине 1 рабочий агент 15 закачивают в пласты П1, П2, П3 или добывают флюид 16 из пластов П1, П2, П3 (например, см. фиг.1) через регулирующие устройства 8, 9, 10. При этом поток проходит через несколько измерительных преобразователей 11, 12, с помощью которых замеряются технологические параметры для пластов П1, П2 и прочих и передаются на поверхность скважины 1 через кабель 14 или кабели 13, 14. При этом для пласта П3, если отсутствует измерительный преобразователь - эти параметры определяется также исходя из общего замера на устье скважины 1.
Для насосной скважины 1 (фиг.7) снаружи насоса 38 (УЭЦН, УШГН, и пр.) спускается кожух 39 из труб большего диаметра и поток флюида 16, по меньшей мере, из одного пласта П1 направляется в колонну труб 2 через одно регулирующее устройство 8 с измерительным преобразователем 11.
При поочередной эксплуатации одного или нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов скважиной 1, а также при их исследовании закрывают (изолируют) поочередно пласты с помощью соответствующего регулирующего устройства, оставляя при этом только один исследуемый или эксплуатируемый пласт.
Claims (14)
1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта, оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного или несъемного типа, причем после монтажа устья скважины закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение, регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один пакер выполняют с одним или несколькими герметизирующими отводами для прохода кабелей или импульсных трубок, или как кабеля, так и импульсной трубки.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что колонну труб оснащают дополнительными измерительными преобразователями, которые спускают и устанавливают на уровне пластов, для замера с поверхности скважины технологических параметров рабочего агента при закачке его в пласты или флюида при добыче его из пластов, причем снаружи колонны труб закрепляют и спускают несколько кабелей, которые связывают с измерительными преобразователями на уровне соответствующих пластов, и направляют через последние рабочий агент или флюид при эксплуатации скважины.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах.
5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что колонну труб оснащают дополнительными регулирующими устройствами, которые спускают и устанавливают на уровне пластов, для управления с поверхности скважины расходом рабочего агента при закачке его в пласты или дебитом флюида при добыче его из пластов, причем снаружи колонны труб закрепляют и спускают несколько кабелей или импульсных трубок, которые связывают с регулирующими устройствами на уровне соответствующих пластов, и направляют через последние рабочий агент или флюид при эксплуатации скважины.
6. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что измерительный преобразователь выполняют в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитометра.
7. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что измерительный преобразователь оснащают, по меньшей мере, одним дросселем, или шайбой, или штуцером, при этом его вход и выход соединяют с датчиком перепада давления или датчиками давления, для передачи и определения с устья скважины расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирующее устройство с измерительным преобразователем оснащают, по меньшей мере, одним дросселем, или шайбой, или штуцером, при этом его вход и выход соединяют с датчиком перепада давления или датчиками давления, для изменения, передачи и определения с поверхности скважины расхода рабочего агента - воды при закачке ее в пласт или пласты.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирующее устройство выполняют в виде электрического, или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что колонну труб оснащают скважинной камерой, в которую устанавливают, с помощью кабеля или каната, регулирующее устройство, или измерительный преобразователь, или регулирующее устройство с измерительным преобразователем.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирующее устройство выполняют в виде съемного клапана с одним или двумя противоположными штуцерами или запорными элементами.
12. Способ по п.1 или 10, отличающийся тем, что колонну труб оснащают скважинной камерой с глухой пробкой или клапаном.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что колонну труб дополнительно оснащают разъединителем, или телескопическим соединением, или разъединителем и телескопическим соединением.
14. Способ по п.1 или 13, отличающийся тем, что колонну труб дополнительно оснащают центраторами и ниппелем для съемного клапана.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109672/03A RU2313659C1 (ru) | 2006-03-27 | 2006-03-27 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109672/03A RU2313659C1 (ru) | 2006-03-27 | 2006-03-27 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006109672A RU2006109672A (ru) | 2007-10-10 |
| RU2313659C1 true RU2313659C1 (ru) | 2007-12-27 |
Family
ID=38952405
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006109672/03A RU2313659C1 (ru) | 2006-03-27 | 2006-03-27 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2313659C1 (ru) |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2449114C1 (ru) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и устройство для его реализации |
| RU2475643C2 (ru) * | 2010-12-30 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ и устройство для контроля и управления процессом одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых обсаженных скважин (варианты) и исполнительный модуль в составе устройства (варианты) |
| GB2498434A (en) * | 2012-01-10 | 2013-07-17 | Otkrytoe Aktsionernoe Obschestvo Tatneft Im | A method of zonal isolation of a horizontal well |
| RU2488688C1 (ru) * | 2012-02-17 | 2013-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Насосная пакерная кабельная система для одновременно - раздельного исследования и эксплуатации многопластовой скважины (варианты) |
| RU2500882C2 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного разъемного блока "мокрый контакт" |
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| RU2512228C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой |
| RU2513896C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной |
| RU2517294C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной закачки жидкости в два пласта одной скважины (варианты) |
| RU2519241C2 (ru) * | 2008-08-15 | 2014-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Платформа клапана-регулятора расхода |
| RU2521872C1 (ru) * | 2013-04-17 | 2014-07-10 | Олег Марсович Гарипов | Гидравлический регулятор гарипова |
| RU2529072C2 (ru) * | 2012-07-04 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Способ воздействия на застойную зону интервалов пластов гарипова и установка для его реализации |
| RU2529310C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная установка |
| RU2547190C1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство регулирования потока текучей среды в скважине |
| RU2552555C1 (ru) * | 2014-05-13 | 2015-06-10 | Игорь Александрович Малыхин | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров |
| RU2569390C1 (ru) * | 2014-11-25 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений |
| RU2610484C2 (ru) * | 2015-05-27 | 2017-02-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса |
| RU2670814C1 (ru) * | 2017-10-11 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине |
| RU2681719C1 (ru) * | 2017-10-11 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ одновременно-раздельной закачки рабочего агента, установка и регулирующее устройство для его реализации |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114183103B (zh) * | 2021-11-26 | 2024-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下集成控制智能分层采油管柱 |
-
2006
- 2006-03-27 RU RU2006109672/03A patent/RU2313659C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519241C2 (ru) * | 2008-08-15 | 2014-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Платформа клапана-регулятора расхода |
| RU2449114C1 (ru) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и устройство для его реализации |
| RU2475643C2 (ru) * | 2010-12-30 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ и устройство для контроля и управления процессом одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых обсаженных скважин (варианты) и исполнительный модуль в составе устройства (варианты) |
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| RU2500882C9 (ru) * | 2011-12-08 | 2014-03-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного разъемного блока "мокрый контакт" |
| RU2500882C2 (ru) * | 2011-12-08 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного разъемного блока "мокрый контакт" |
| RU2488686C1 (ru) * | 2012-01-10 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления |
| US9181774B2 (en) | 2012-01-10 | 2015-11-10 | Otkrytoe Aktsionernoe Obschestvo “Tatneft” IM. V.D.Shashina | Method and device for zonal isolation and management of recovery of horizontal well drained reserves |
| GB2498434A (en) * | 2012-01-10 | 2013-07-17 | Otkrytoe Aktsionernoe Obschestvo Tatneft Im | A method of zonal isolation of a horizontal well |
| GB2498434B (en) * | 2012-01-10 | 2018-07-18 | Otkrytoe Aktsionernoe Obschestvo Tatneft Im V D Shashina | Method and device for zonal isolation and management of recovery of horizontal well drained reserves |
| RU2488688C1 (ru) * | 2012-02-17 | 2013-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Насосная пакерная кабельная система для одновременно - раздельного исследования и эксплуатации многопластовой скважины (варианты) |
| RU2529310C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная установка |
| RU2529072C2 (ru) * | 2012-07-04 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Способ воздействия на застойную зону интервалов пластов гарипова и установка для его реализации |
| RU2513896C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной |
| RU2512228C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой |
| RU2517294C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной закачки жидкости в два пласта одной скважины (варианты) |
| RU2521872C1 (ru) * | 2013-04-17 | 2014-07-10 | Олег Марсович Гарипов | Гидравлический регулятор гарипова |
| RU2547190C1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство регулирования потока текучей среды в скважине |
| RU2552555C1 (ru) * | 2014-05-13 | 2015-06-10 | Игорь Александрович Малыхин | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров |
| RU2569390C1 (ru) * | 2014-11-25 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений |
| RU2610484C2 (ru) * | 2015-05-27 | 2017-02-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса |
| RU2610484C9 (ru) * | 2015-05-27 | 2017-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса |
| RU2670814C1 (ru) * | 2017-10-11 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине |
| RU2670814C9 (ru) * | 2017-10-11 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине |
| RU2681719C1 (ru) * | 2017-10-11 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ одновременно-раздельной закачки рабочего агента, установка и регулирующее устройство для его реализации |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006109672A (ru) | 2007-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2313659C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин | |
| US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
| US11920445B2 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| US9181774B2 (en) | Method and device for zonal isolation and management of recovery of horizontal well drained reserves | |
| US9103207B2 (en) | Multi-zone completion systems and methods | |
| US6357525B1 (en) | Method and apparatus for testing a well | |
| EP1322837B1 (en) | Improved well testing system | |
| WO2000065200A1 (en) | Method and apparatus for testing a well | |
| Kolawole et al. | Artificial lift system applications in tight formations: The state of knowledge | |
| RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
| RU2438043C2 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| RU95741U1 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
| RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
| RU2475643C2 (ru) | Способ и устройство для контроля и управления процессом одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых обсаженных скважин (варианты) и исполнительный модуль в составе устройства (варианты) | |
| RU2569390C1 (ru) | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений | |
| RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
| RU2544207C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами | |
| RU2534688C2 (ru) | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты) | |
| WO2021029786A1 (ru) | Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2451164C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и оборудование для его реализации | |
| RU2590918C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
| RU2702180C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом | |
| RU2702801C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с наклонно-направленными забоями |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130328 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140810 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160328 |