RU68588U1 - Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны - Google Patents

Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны

Info

Publication number
RU68588U1
RU68588U1 RU2007107242/22U RU2007107242U RU68588U1 RU 68588 U1 RU68588 U1 RU 68588U1 RU 2007107242/22 U RU2007107242/22 U RU 2007107242/22U RU 2007107242 U RU2007107242 U RU 2007107242U RU 68588 U1 RU68588 U1 RU 68588U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
mechanical action
tubing string
nipple
chambers
Prior art date
Application number
RU2007107242/22U
Other languages
English (en)
Inventor
Марат Хуснуллович Аминев
Дмитрий Борисович Поляков
Рамиль Фаритович Шаймарданов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл"
Марат Хуснуллович Аминев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл", Марат Хуснуллович Аминев filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл"
Priority to RU2007107242/22U priority Critical patent/RU68588U1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU68588U1 publication Critical patent/RU68588U1/ru

Links

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления при добычи нефти. Трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и разъединитель колонны. На колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлены центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, а на колонне насосно-компрессорных труб установлено три пакера механического действия. Первый пакер механического действия осевой установки расположен между нижним и средним продуктивными пластами, второй пакер механического действия опорной установки расположен между средним и верхним продуктивными пластами, а третий пакер механического действия опорной установки с опрессовочным ниппелем расположен над верхним продуктивным пластом, и над ним установлен разъединитель колонны. Между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем, как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера с опрессовочным ниппелем, со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном. Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для поддержания пластового давления при добыче нефти.
Известны установки для закачки рабочего агента в продуктивный пласт, содержащие колонну труб с одним или несколькими пакерами и регуляторы подачи рабочего агента (см. книгу Мирзаджанзаде А.Х. «Технология и техника добычи нефти» М., Недра, 1986, или каталог «Оборудование для раздельной эксплуатации многопластовых нефтяных и газовых скважин», ЦИНТИхимнефтемаш., 1988, с.43-45), а также патент RU №2253009, кл. Е21В 43/14, 05.27.2005.
Однако надежность работы данных установок недостаточно высока, что связано с негерметичностью уплотнений в местах соединения спускаемого в скважину на колонне труб оборудования из-за отсутствия центраторов.
Наиболее близкой к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, а со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, (патент на полезную модель RU №52917, кл. Е21В 43/14, 27.04.2006).
Однако наличие гидравлического пакера в данной установке усложняет технологию проведения ремонтных работ, не позволяет менять, при необходимости, местоположение пакеров после их установки, а также делает невозможным задать строго фиксированный вес от колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) на голову пакеров расположенных ниже гидравлического, нагрузка на них неконтролируемо возрастает при установке гидравлического пакера из-за удлинения НКТ при создании избыточного давления, что, как показывает промысловая практика, резко снижает надежность работы спускаемого оборудования. Это связано с тем, что в процессе работы уплотнительные элементы пакера, испытывающего критические нагрузи от веса НКТ, часто выходят из строя и теряют герметичность, компоновка установленного в скважине оборудования перестает выполнять свое назначение
Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является увеличение срока службы установки путем создания строго определенной нагрузки на каждый пакер, а также, при необходимости, возможностью смены места установки пакеров и изменения нагрузки на каждый из них без подъема НКТ.
Техническим результатом, достигаемым при реализации полезной модели, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в несколько продуктивных горизонтов (пластов) через одну нагнетательную скважину, на многопластовом месторождении, для дополнительной добычи углеводородов.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, на колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и средним продуктивными пластами расположен первый пакер механического действия осевой установки, между средним и верхним продуктивными пластами расположен второй пакер механического действия опорной установки, а над верхним продуктивным пластом расположен третий пакер механического действия опорной установки, над ним, на колонне насосно-компрессорных труб, расположен опрессовочный ниппель, а над последним, на колонне насосно-компрессорных труб, установлен разъединитель колонны, между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем, как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия осевой установки и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера механического действия опорной установки, причем, нагрузка для распакеровки пакеров механического действия опорной установки, задана такой, что после распакеровки второго пакера, третий пакер еще открыт.
Эффективность технологии на многопластовых месторождениях в основном достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательных скважин для поддержания проектного пластового давления (ППД), в зоне отбора пластового флюида и дополнительной, за счет этого, добычи углеводородов по объектам разработки. Разукрупнение наземных коммуникаций для
прокачки рабочего агента позволяет уменьшить протяженность и число направлений трубопроводов и повысить надежность их работы, особенно, в осенне-зимний периоды из-за уменьшения вероятности переохлаждения и замораживания закачиваемой жидкости, связанного с увеличением объема и скорости ее прокачки.
Выполнение установки с разъединителем колонны и с пакерами осевой и опорной установки позволяет, при необходимости, переустанавливать пакера и проводить смену колонны насосно-компрессорных труб без подъема установки.
За счет направленного воздействия закачкой рабочего агента на вытеснение пластового флюида по направлению забоев добывающих скважин создаются условия для дополнительной добычи углеводородов и поддержания первоначального или проектного пластового давления (ППД), при этом, с использованием данной установки, для одновременно-раздельной закачки рабочего агента, представляется возможным разделить группы пластов на отдельные пласты в зависимости от условий и задач эксплуатации, закачку рабочего агента обеспечить в несколько пластов одной нагнетательной скважиной, регулировать расход рабочего агента для каждого пласта нагнетательной скважины путем подбора соответствующего для них штуцера или регулятора в скважинной камере.
Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.
На чертеже представлена схема трехпакерной установки для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны.
На схеме установки представлены:
1 - эксплуатационная колонна;
2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);
3 - скважинная камера с циркуляционным клапаном;
4 - разъединитель колонны;
5 - опрессовочный ниппель;
6 - третий пакер механического действия опорной установки;
7 - центраторы, установленные между третьим и вторым пакером механического действия опорной;
8 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, установленные между центраторами 7;
9 - второй пакер механического действия опорной установки;
10 - центраторы, установленные между вторым пакером механического действия опорной установки и первым пакером механического действия осевой установки;
11 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные между центраторами 10;
12 - первый пакер механического действия осевой установки;
13 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные под первым пакером 12 механического действия осевой установки;
14 - заглушка или ниппель для клапана;
15 - верхний продуктивный пласт;
16 - средний продуктивный пласт;
17 - нижний продуктивный пласт.
Установка собирается в следующей последовательности снизу вверх: снизу на НКТ 2 устанавливается заглушка или посадочный ниппель 14 с извлекаемым клапаном, далее скважинные камеры 13, первый пакер механического действия осевой установки 12, три центратора 10 со скважинными камерами 11 между ними, второй пакер механического действия опорной установки 9, три центратора 7 со скважинными камерами 8 между ними, третий пакер механического действия опорной установки 6, опрессовочный ниппель 5, разъединитель колонны 4 и над ним скважинная камера 3 с циркуляционным клапаном. Перед спуском установки в скважины скважинные камеры 8, 11 и 13 закрыты «глухими» пробками.
После спуска установки в скважину на проектную глубину с установленным на колонне насосно-компрессорных труб 2 оборудованием в вышеперечисленной последовательности, устанавливают канатным инструментом опрессовочный клапан в опрессовочное седло 5 над третьим пакером 6. Спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб 2 необходимым давлением. Извлекают канатным инструментом опрессовочный клапан из опрессовочного седла 5 третьего пакера 6.
Устанавливают в эксплуатационной колонне первый пакер 12 механического действия, двухстороннего действия, путем осевого перемещения вверх-вниз колонны насосно-компрессорных труб 2 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте первого пакера 12 механического действия осевой установки, но не превышающего величину необходимую для установки второго 9 и третьего 6 пакеров.
Канатным инструментом извлекают «глухую пробку», по крайней мере из одной скважинной камеры 13 под первым пакером 12. Натяжением колонны насосно-компрессорных труб 2 выбирают вес инструмента до него. Опрессовывают пакер 12 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, при этом, наблюдают возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают второй пакер 9, заданным весом, не превышающим вес для установки третьего пакера 6. Устанавливают канатным инструментом «глухую пробку» в скважинную камеру 13 под первым пакером 12 механического действия осевой установки. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 11 под вторым пакером 9. Опрессовывают пакер 9 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают пакер 6 в эксплуатационной колонне 1 заданным весом. Извлекают канатным инструментом «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 8, под пакером 6. Опрессовывают пакер 6 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Подгонку колонны насосно-компрессорных труб 2 для герметизации устья скважины проводят, имея в виду, что разгрузка колонны насосно-компрессорных труб 2 на пакер 6 должна составлять в пределах 12-15 т. Герметизируют устье скважины. В скважинные камеры 8, 11 и 13 под пакерами 6, 9 и 12, канатным инструментом, устанавливают штуцера или регуляторы расхода в зависимости от запланированных объемов закачки рабочего агента. Подачей рабочего агента на устье скважины приступают к его пробной закачке в пласты 15, 16 и 17.
После проведения пробной закачки определяют приемистость по отдельным продуктивным пластам. Самым простым и наиболее точным является геофизический метод, который осуществляется спуском расходомера в интервал поглощения каждого продуктивного пласта. Если после определения приемистости появляется необходимость в корректировке объемов закачки рабочего агента по продуктивным пластам, то канатным инструментом проводят смену штуцеров или регуляторов расхода.
После пробной закачки подачей рабочего агента под заданным, определенном в ходе пробной закачки, давлением, на устье скважины через НКТ 2 и скважинные камеры
8, 11 и 13 начинают закачку агента в продуктивные пласты 15, 16, 17. По истечении определенного времени закачки агента, как правило, от 2 до 10 суток, геофизическими или иными методами, определяют приемистость каждого продуктивного пласта. При несоответствии приемистости одного или нескольких пластов заданным технологическим параметрам рассчитывают диаметры штуцеров или регуляторов расхода и проводят их смену канатным инструментом. Скважину снова пускают под закачку рабочего агента.
Настоящая полезная модель может найти применение в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где осуществляется добыча жидких сред из скважин.

Claims (1)

  1. Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, отличающаяся тем, что на колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и средним продуктивными пластами расположен первый пакер механического действия осевой установки, между средним и верхним продуктивными пластами расположен второй пакер механического действия опорной установки, а над верхним продуктивным пластом расположен третий пакер механического действия опорной установки и над ним, на колонне насосно-компрессорных труб, расположен опрессовочный ниппель, а над последним, на колонне насосно-компрессорных труб, установлен разъединитель колонны, между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия осевой установки и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера механического действия опорной установки, причем нагрузка для распакеровки пакеров механического действия опорной установки, задается такой, что после распакеровки второго пакера третий пакер еще открыт.
    Figure 00000001
RU2007107242/22U 2007-02-27 2007-02-27 Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны RU68588U1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007107242/22U RU68588U1 (ru) 2007-02-27 2007-02-27 Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007107242/22U RU68588U1 (ru) 2007-02-27 2007-02-27 Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU68588U1 true RU68588U1 (ru) 2007-11-27

Family

ID=38960801

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007107242/22U RU68588U1 (ru) 2007-02-27 2007-02-27 Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU68588U1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614169C1 (ru) * 2016-01-11 2017-03-23 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
RU2655547C1 (ru) * 2017-01-10 2018-05-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614169C1 (ru) * 2016-01-11 2017-03-23 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Способ и оборудование для поинтервального исследования параметров пластов на трубах
RU2655547C1 (ru) * 2017-01-10 2018-05-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2253009C1 (ru) Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной
RU2262586C2 (ru) Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной
CN105026679A (zh) 用于钻出地下钻孔的钻井方法
RU102368U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта
RU2667561C1 (ru) Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины
US20090095467A1 (en) Bypass gas lift system and method for producing a well
RU2296213C2 (ru) Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины
EP2122124B1 (en) Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus
RU2320849C2 (ru) Способ строительства и эксплуатации скважин
US8191624B2 (en) Bypass gas lift system for producing a well
RU2473790C1 (ru) Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом
US20190010792A1 (en) Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir
US9181776B2 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
CA2794346A1 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU68588U1 (ru) Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны
RU60616U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта
EP2550422B1 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU52917U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта
WO2011119197A1 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU2380526C1 (ru) Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений
RU2438007C1 (ru) Способ заканчивания газовой скважины (варианты)
RU60615U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта
RU2330936C2 (ru) Способ подъема жидкости из скважин
RU2382171C1 (ru) Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной
RU2425961C1 (ru) Способ эксплуатации скважины