RU2626485C2 - Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) - Google Patents
Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2626485C2 RU2626485C2 RU2016119003A RU2016119003A RU2626485C2 RU 2626485 C2 RU2626485 C2 RU 2626485C2 RU 2016119003 A RU2016119003 A RU 2016119003A RU 2016119003 A RU2016119003 A RU 2016119003A RU 2626485 C2 RU2626485 C2 RU 2626485C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channel
- agent
- flow
- tubing
- head
- Prior art date
Links
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 11
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 title abstract 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины. Варианты устройства одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины содержат устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры с нажимным и опорным якорными устройствами и безъякорным пакером, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента по пластам. Скважинные камеры оснащены блоками телемеханической системы (ТМС) регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, связанные со станцией управления (СУ) геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру и проведенным в скважине снаружи НКТ. К нижней скважинной камере присоединен хвостовик, заблокированный заглушкой. Скважинные камеры содержат прямоточный канал и канал отвода закачиваемого агента в пласт, выполненные в гильзах. В канале отвода закачиваемого агента установлены датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан блока ТМС. Датчики телеметрии установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана, а расходомер - до перепускного седла. Блок ТМС снабжен платой приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на СУ и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана. Первый вариант устройства ОРЗ выполнен с прямоточным отводом закачиваемого агента, в котором гильзы состыкованы на входе с впускным коллектором, и на выходе - с головкой, в которой выполнен радиальный канал. Коллектор и головка соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в которой размещена плата, соединенная с геофизическими кабелями, пропущенными через коллектор и головку, на выходе которых, вне зоны соединения их с НКТ, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с кабелем. Другой вариант устройства ОРЗ выполнен с обратным направлением отвода закачиваемого агента, в котором гильзы состыкованы на входе с головкой, в которой выполнен радиальный канал, и на выходе - с выпускным коллектором. Технический результат заключается в увеличении ресурса работы внутрискважинного оборудования. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти с вытеснением нефти из пластов закачиваемым агентом.
Известна установка для закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления для отделения избыточного количества воды, выход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, нагнетательную скважину с колонной насосно-компрессорных труб, снабженной пакером и образующей со скважиной межтрубное пространство, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую насосный агрегат с нагнетательной скважиной, линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в насосный агрегат. Сепаратор выполнен в виде цилиндрической камеры, на входе которой неподвижно по оси камеры установлен шнековый завихритель потока, а нижняя часть камеры выполнена в виде патрубка, направленного внутрь камеры, на внешней стороне которой выполнены каналы для отвода отсепарированной воды в межтрубное пространство. Сепаратор установлен на колонне насосно-компрессорных труб над пакером, линия сброса воды сепаратора проходит через межтрубное пространство. На линиях подачи газа, воды и сброса воды из сепаратора установлены расходомеры и регулирующие клапаны с возможностью управления контроллером, на вход которого обеспечена подача показаний расходомеров, а выходного сигнала - на регулирующие клапаны для обеспечения поддержания оптимального газосодержания в водогазовой смеси при ее закачке. Установка снабжена емкостью для поверхностно-активного вещества с дозирующим насосом, выходной патрубок которого гидравлически связан с линией подачи воды в эжектор-смеситель (Патент RU №136082 U1 «Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МДВГС) в пласт». - МПК: Е21В 43/16. - 27.12.2013).
Наиболее близким аналогом является нагнетательная скважина, содержащая обсадную трубу, перфорированную на уровне нефтеносных пластов, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным выше нефтеносного пласта, устьевую запорно-перепускную арматуру, станцию управления с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления и температуры и расходомером, расположенными в скважине, соединенные геофизическим кабелем с устройством управления, и регулировочные клапаны с возможностью управления контроллером. В колонну насосно-компрессорных труб встроены муфты перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральный канал с нефтеносными пластами через межтрубные пространства, разобщенные пакерами, над последними насосно-компрессорные трубы герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе, а продольные каналы сообщают полости насосно-компрессорных труб выше и ниже муфт перекрестного течения, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой. В центральном канале муфт перекрестного течения герметически установлен блок телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты, включающий регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзе, установленной выше каждой муфты перекрестного течения, и соединены между собой геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне насосно-компрессорных труб, которым блоки телемеханической системы связаны с устройством управления для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков телеметрии на контрольно-измерительные приборы станции управления по геофизическому кабелю с разделением сигналов. Блоки телемеханической системы выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения и демонтажа при ремонте и обслуживании их, для чего диаметры посадочных мест в муфтах для блоков, соответственно, уменьшаются сверху вниз. Геофизические кабели на участках между блоками телемеханической системы размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками при поочередной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения закачиваемой в пласты газожидкостной эмульсии (Патент RU №2574641 С2 «Нагнетательная скважина». - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/20. - 10.02.2016). Данное изобретение принято за прототип.
Недостатком известных технических решений по закачке газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины является проводка геофизического кабеля в трубах нагнетания газожидкостной эмульсии, значительно усиливающие процесс разрушения изоляционной оболочки кабеля одновременным воздействием на него турбулентного потока коррозионно-эрозионной газожидкостной эмульсии и наличия в ней абразивных частиц и газа, снижающие ресурс работы внутрискважинного оборудования.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение ресурса работы внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины путем проводки геофизического кабеля снаружи насосно-компрессорных труб, исключающей воздействие на него турбулентного потока коррозионно-эрозионной газожидкостной эмульсии.
Техническим результатом является увеличение ресурса работы внутрискважинного оборудования одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, в первом варианте исполнения, содержащем устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, сопряженные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры снизу заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, согласно предложенному техническому решению геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с впускным коллектором, последний входом сообщается с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, и, с другой, - с головкой, сообщающейся выходом проточного канала с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, а в головке выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, при этом коллектор и головка соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через коллектор, для чего на выходе из коллектора и головки скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления;
датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана;
снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с проточным каналом, заблокированный снизу заглушкой.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, во втором варианте исполнения, содержащем устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, сопряженные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры снизу заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, согласно предложенному техническому решению геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с головкой, сообщающейся входом с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, в которой выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, и, с другой, - с выпускным коллектором, последний выходом проточного канала сообщается с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, при этом головка и коллектор соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через головку, для чего на выходе из головки и коллектора скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления;
датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана;
снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с проточным каналом, заблокированный снизу заглушкой.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленные технические решения могут быть реализованы на любом нефтедобывающем промысле. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные варианты устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины предназначены для закачки газожидкостной эмульсии в пласты скважины нефтедобывающего промысла. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности закачки газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины нефтедобывающего промысла.
На фиг. 1 схематично показано устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты нагнетательной скважины; на фиг. 2 - верхние скважинные камеры с прямоточным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 3 - нижняя скважинная камера с прямоточным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 4 - верхние скважинные камеры с обратным каналом отвода закачиваемого агента; на фиг. 5 - нижняя скважинная камера с обратным каналом отвода закачиваемого агента.
Устройство одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины в обоих вариантах исполнения содержат устьевую запорно-перепускную арматуру 1, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, сопряженные, по меньшей мере, с пакером 3, выполненным с кабельным вводом и нажимным якорным устройством, и пакером 4, выполненным с кабельным вводом и опорным якорным устройством, а также, при необходимости, безъякорным пакером 5 с кабельным вводом, разобщающими затрубное пространство на участки 6, 7 и 8, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами I, II и III, и скважинными камерами 9, 10 и 11 распределения закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, соответственно (Фиг. 1). Скважинные камеры 9, 10 и 11 оснащены блоками телемеханической системы (ТМС) регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, связанные со станцией управления (СУ) геофизическим кабелем 12, пропущенным через запорно-перепускную арматуру 1 и проведенным в скважине снаружи НКТ 2. К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13 для сбора осевших абразивных частиц, заблокированный снизу заглушкой 14.
Скважинные камеры 9, 10 и 11 содержат прямоточный канал 15, выполненный в гильзе 16, сообщающей полости НКТ 2 по обе стороны скважинных камер, и канал 17 отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт I или II, либо III, выполненный в гильзе 18 (Фиг. 2, 3, 4 и 5). В канале 17 отвода закачиваемого агента установлены датчики телеметрии 19 (давления, температуры), расходомер 20 и электроприводной регулировочный клапан 21 с перепускным седлом 22 блока ТМС. Датчики телеметрии 19 блока ТМС установлены в канале 17 отвода перед и/или за перепускным седлом 22 регулировочного клапана 21, а расходомер 20 - до перепускного седла 22. Блок ТМС снабжен платой 23 приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии 19 и расходомера 20 на СУ и команд управления в обратном направлении к электроприводу 24 регулировочного клапана 21. Датчики телеметрии 19, расходомер 20 и электропривод 24 регулировочного клапана 21 электрически соединены с платой 23 соответствующими проводами через стенку гильзы 18. Канал 15 отвода закачиваемого агента может быть выполнен в скважинных камерах 9, 10 и 11 либо прямоточным, либо с обратным направлением отвода закачиваемого агента.
В первом варианте исполнения устройства ОРЗ с прямоточным направлением отвода закачиваемого агента гильзы 16 и 18 состыкованы, с одной стороны, с впускным коллектором 25, последний входом сообщается с полостью НКТ 2 выше скважинной камеры, и, с другой, - с головкой 26, сообщающейся выходом проточного канала 15 с полостью НКТ 2 ниже скважинной камеры. В головке 26 выполнен радиальный канал 27. Впускной коллектор 25 и головка 26 соединены кожухом 28, образующим с гильзами 16 и 18 эксцентричную полость 29, в которой размещена плата 23, соединенная с геофизическими кабелями 12, пропущенными через впускной коллектор 25 и головку 26, на выходе из которых, вне зоны соединения ее с НКТ 2, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 (Фиг. 2). К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13 для сбора осевших абразивных частиц, сообщающийся с прямоточным каналом 15 и заблокированный заглушкой 14, а вилка или розетка с контактными гнездами кабельного разъема 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 установлена на впускном коллекторе 25 вне зоны соединения его с НКТ 2 (Фиг. 3).
Во втором варианте исполнения устройства ОРЗ с обратным направлением отвода закачиваемого агента, в отличие от первого варианта устройства, гильзы 16 и 18 состыкованы, с одной стороны, с головкой 26, сообщающейся входом с полостью НКТ 2 выше скважинной камеры, в которой выполнен радиальный канал 27, и, с другой, - с выпускным коллектором 25, последний выходом прямоточного канала 15 сообщается с полостью НКТ 2 ниже скважинной камеры (Фиг. 4). К нижней скважинной камере 11 присоединен хвостовик 13, сообщающийся с прямоточным каналом 15 для сбора осевших абразивных частиц и заблокированный заглушкой 14, а вилка или розетка с контактными гнездами кабельного разъема 30 для соединения платы 23 с геофизическим кабелем 12 установлена на головке 26 вне зоны соединения ее с НКТ 2 (Фиг. 5).
Устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины работают следующим образом.
После монтажа устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины в обсадной трубе и подсоединения его геофизическим кабелем 12 к СУ, с поверхности скважины через устьевую запорно-перепускную арматуру 1 по колонне НКТ 2 выполняют закачку рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III.
В первом варианте исполнения устройства ОРЗ с прямоточным направлением отвода закачиваемого агента последний под давлением поступает через впускные коллекторы 25 в прямоточные каналы 15, выполненные в гильзах 16 скважинных камер 9, 10 и 11, на всю глубину скважины до хвостовика 13, заблокированного снизу заглушкой 14, в котором оседают абразивные частицы и другие примеси, присутствующие в закачиваемом агенте. Протекая через впускные коллекторы 25 скважинных камер 9, 10 и 11, закачиваемый агент одновременно поступает в каналы 17 отвода закачиваемого агента в нефтеносные пласты I, II и III, выполненные в гильзах 18, омывая датчики телеметрии 19, затем через просветы перепускных седел 22 и расходомер 20, омывая датчики телеметрии 19 и радиальные каналы 27 в головке 26, перетекает в соответствующие участки 6, 7 и 8 затрубного пространства, а затем в сообщающиеся с ними нефтеносные пласты I, II и III с регулированием просветов перепускных седел 22 регулировочными клапанами 21 блоков ТМС с СУ в соответствии с технологической картой эксплуатации скважины. Регулировочные клапаны 21 блоков ТМС управляются электроприводами 24 путем передачи им управляющих команд с СУ по геофизическому кабелю 16 с обратной связью информации от датчиков телеметрии 19 и расходомера 20 блоков ТМС с отображением контрольно-измерительной информации на СУ. Давление нагнетания рабочего агента нефтеносные пласты I, II и III определяют по датчикам телеметрии 19. Полное открытие всех проточных седел 22 регулировочными клапанами 21 обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I, II и III, а перекрытие их срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия проточных седел 22 регулировочными клапанами 19 позволяет дифференцированно регулировать потоки рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III как по времени, так и по расходу рабочего агента в том или другом нефтеносных пластах I, II или III, что позволяет производить блоком ТМС регулируемое поддержание пластового давления в нефтеносных пластах I, II и III.
Использование предлагаемых вариантов устройства одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины позволяет значительно повысить ресурс внутрискважинного оборудования и эффективность эксплуатации нефтяных месторождений в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.
Claims (6)
1. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, содержащее устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, соединенные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, отличающееся тем, что геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с впускным коллектором, последний входом сообщается с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, и, с другой, - с головкой, сообщающейся выходом проточного канала с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, а в головке выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, при этом коллектор и головка соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через коллектор, для чего на выходе из коллектора и головки скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления.
2. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины по п.1, отличающееся тем, что датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана.
3. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины по п.1, отличающееся тем, что снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик, сообщающийся с проточным каналом и заблокированный заглушкой для сбора осевших абразивных частиц.
4. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины, содержащее устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы, соединенные, по меньшей мере, с нажимным и опорным пакерами, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с соответствующими нефтеносными пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента, в которых выполнены проточный канал, сообщающий полости насосно-компрессорных труб выше и ниже скважинной камеры, причем проточный канал нижней скважинной камеры заблокирован заглушкой, и канал отвода закачиваемого агента в нефтеносный пласт через радиальный канал, сообщающийся с участком затрубного пространства, в котором установлен блок телемеханической системы регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента в нефтеносные пласты, включающий датчики телеметрии, расходомер и электроприводной регулировочный клапан с перепускным седлом, связанный со станцией управления геофизическим кабелем, пропущенным через запорно-перепускную арматуру, отличающееся тем, что геофизический кабель проведен в скважине снаружи насосно-компрессорных труб, для чего пакеры выполнены с кабельным вводом, а проточный канал и канал отвода закачиваемого агента выполнены в гильзах, состыкованных, с одной стороны, с головкой, сообщающейся входом с полостью насосно-компрессорных труб выше скважинной камеры, в которой выполнен радиальный канал, сообщающийся с каналом отвода закачиваемого агента, и, с другой, - с выпускным коллектором, последний выходом проточного канала сообщается с полостью насосно-компрессорных труб ниже скважинной камеры, при этом головка и коллектор соединены кожухом, образующим с гильзами эксцентричную полость, в последней размещена плата приема и передачи контрольно-измерительной информации от датчиков телеметрии и расходомера на станцию управления и команд управления в обратном направлении к электроприводу регулировочного клапана по соответствующим проводам через стенку гильзы канала отвода закачиваемого агента, а затем по геофизическому кабелю, пропущенному через головку, для чего на выходе из головки и коллектора скважинных камер, вне зоны соединения их с насосно-компрессорными трубами, установлены вилки или розетки с контактными гнездами кабельных разъемов для соединения платы с геофизическими кабелями, соединяющими блоки телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого агента каждой скважинной камеры как между собой, так и со станцией управления.
5. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины по п.4, отличающееся тем, что датчики телеметрии блока телемеханической системы регулирования потока и учета закачиваемого агента установлены в канале отвода перед и/или за перепускным седлом регулировочного клапана.
6. Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины по п.4, отличающееся тем, что снизу нижней скважинной камеры установлен хвостовик, сообщающийся с проточным каналом и заблокированный заглушкой для сбора осевших абразивных частиц.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016119003A RU2626485C2 (ru) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016119003A RU2626485C2 (ru) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016119003A RU2016119003A (ru) | 2016-10-20 |
| RU2626485C2 true RU2626485C2 (ru) | 2017-07-28 |
Family
ID=57138331
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016119003A RU2626485C2 (ru) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2626485C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU217356U1 (ru) * | 2022-11-29 | 2023-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Устройство для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два пласта одной скважины |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111441747B (zh) * | 2020-02-05 | 2022-03-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 海上油田注水井双通道流量控制系统及方法 |
| CN114458245B (zh) * | 2021-12-22 | 2024-01-02 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种适配防堵塞海上油气井固体药剂添加装置 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU702158A1 (ru) * | 1977-08-30 | 1979-12-05 | Особое Конструкторское Бюро По Конструированию,Исследованию И Внедрению Оборудования Для Раздельной Эксплуатации Нефтяных Скважин | Золотниковый клапан дл одновременной раздельной эксплуатации |
| SU941544A1 (ru) * | 1980-07-16 | 1982-07-07 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Устройство дл эксплуатации глубоких скважин |
| WO2001020127A1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
| RU136082U1 (ru) * | 2013-05-29 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (мдвгс) в пласт |
| RU2512228C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой |
| RU2574641C2 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Нагнетательная скважина |
| RU2578078C2 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-03-20 | Олег Сергеевич Николаев | Программно-управляемая нагнетательная скважина |
-
2016
- 2016-05-16 RU RU2016119003A patent/RU2626485C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU702158A1 (ru) * | 1977-08-30 | 1979-12-05 | Особое Конструкторское Бюро По Конструированию,Исследованию И Внедрению Оборудования Для Раздельной Эксплуатации Нефтяных Скважин | Золотниковый клапан дл одновременной раздельной эксплуатации |
| SU941544A1 (ru) * | 1980-07-16 | 1982-07-07 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Устройство дл эксплуатации глубоких скважин |
| WO2001020127A1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
| RU2512228C1 (ru) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой |
| RU136082U1 (ru) * | 2013-05-29 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (мдвгс) в пласт |
| RU2574641C2 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Нагнетательная скважина |
| RU2578078C2 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-03-20 | Олег Сергеевич Николаев | Программно-управляемая нагнетательная скважина |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU217356U1 (ru) * | 2022-11-29 | 2023-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Устройство для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два пласта одной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016119003A (ru) | 2016-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2512228C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой | |
| US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
| RU2380522C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) | |
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2578078C2 (ru) | Программно-управляемая нагнетательная скважина | |
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| RU2562641C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления | |
| RU2563262C2 (ru) | Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины | |
| RU2546685C2 (ru) | Глубиннонасосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (варианты) | |
| RU2626485C2 (ru) | Устройство одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины (варианты) | |
| RU2515630C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации | |
| RU2702187C1 (ru) | Глубиннонасосная нефтедобывающая установка (варианты) | |
| RU2438043C2 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
| RU2485292C2 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| RU2473790C1 (ru) | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом | |
| RU2576729C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких залежей одной скважиной (варианты) | |
| RU2339807C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
| RU95741U1 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
| RU2464413C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов с возможностью перепуска газа из-под пакерного пространства (варианты) | |
| RU2331758C2 (ru) | Скважинная пакерная установка с насосом (варианты) | |
| RU2549946C1 (ru) | Насосная пакерная система для многопластовой скважины | |
| RU2522837C1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости | |
| RU2569390C1 (ru) | Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений | |
| WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump |