Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны



Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны
Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны
Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны

Владельцы патента RU 2614998:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием. Осуществляют последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны. Осуществляют спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера. Затем осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины. Далее последовательно соединяют и спускают в скважину элементы подземного эксплуатационного оборудования компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб. Осуществляют присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Техническим результатом является повышение надежности и безопасности при эксплуатации скважин. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.

В настоящее время эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин в зоне ММП при наличии АВПД осуществляется по пакерной схеме, при которой конструкции скважин содержат кондуктор, техническую колонну, эксплуатационную колонну, лифтовую колонну, оснащенную пакером, циркуляционным клапаном, забойным клапаном-отсекателем, установленным в посадочном ниппеле, и срезным клапаном, двух и более корпусную колонную головку и фонтанную арматуру с трубной головкой и фонтанной елкой с задвижками и угловым штуцером, открытие и закрытие которых осуществляется оператором по добыче. Скважины сгруппированы в кусты с расстоянием между скважинами от 40 до 70 м. Способ эксплуатации такой скважины недостаточно надежен, так как в условиях удаленности скважины от добывающего промысла она становится плохо управляемой или вовсе не управляемой, особенно в зимние морозы и метели, характерные для месторождений севера Западной Сибири. Наличие забойного клапана-отсекателя в посадочном ниппеле уменьшает проходное отверстие лифтовой колонны, увеличивает вероятность образования гидратных пробок, снижающих надежность работы скважин. Помимо этого, в районах Крайнего Севера высока возможность растепления ММП при эксплуатации скважин и смятия колонн при остановке скважин за счет обратного промерзания этих пород. Поэтому к технологиям оснащения скважин компоновкой лифтовой колонны подземным эксплуатационным оборудованием в этих районах придается большое значение: конструкции скважин должны быть надежными, дистанционно управляемыми и при возникновении аварийной ситуации автоматически закрываемыми, а технологии оснащения требуемым оборудованием должны быть надежными, безопасными, обеспечивающими возможность опрессовки всего спускаемого оборудования с контролем его герметичности.

Известен способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности, при этом на устье собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, собранную компоновку спускают на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, проверяют герметичность нижнего пакера, производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну в течение 30 мин и определяют герметичность верхнего пакера, при негерметичной посадке хотя бы одного пакера извлекают всю компоновку, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, посадке и проверки пакеров на герметичность [RU 2518981 С1, МПК Е21В 33/122 (2006.01), опубл. 09.01.2013].

К недостаткам данного способа можно отнести то, что при негерметичной посадке пакеров необходимо извлекать всю спущенную компоновку и повторно производить спускоподъемные операции и проверку вновь спущенной компоновки на герметичность, что значительно увеличивает сроки проведения работ и соответственно материально технические и финансовые затраты.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, при котором осуществляют поблочный монтаж внутрискважинного оборудования, сначала с помощью посадочной колонны спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, вторым приемом - на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида с ниппелями трубчатых элементов [RU 2562641 С2, МПК Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 15.10.2014]. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве электро-центробежного насоса (ЭЦН) под контролем манометра.

Недостатком этого способа является отсутствие поэтапного проведения контроля герметичности посадки блоков, что приводит к возникновению негерметичности в нижнем или верхнем блоках, а следовательно к необходимости повторных операций.

Известен способ оснащения скважины комплектом подземного оборудования, состоящим из отдельных функциональных модулей, при этом сборку каждого отдельного модуля, опрессовку на герметичность осуществляют в стационарных мастерских, а после транспортировки модулей на месторождения производят их спуск в скважину с окончательным свинчиванием в процессе спуска [RU 92461 U1, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/14 (2006.01), опубл. 20.03.2010].

К недостаткам известного способа можно отнести то, что соединения между модулями при свинчивании в процессе спуска могут быть оказаться негерметичными, при этом, следовательно, понадобится проведение повторных спускоподъемных операций с проверкой их герметичности.

Известны способы оснащения глубоких скважин компоновкой лифтовой колонны с подземным оборудованием, включающие последовательное соединение и спуск оборудования в скважину, запакеровку пакера, опрессовку [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Недра, 1975. - С. 111-134; Кустышев А.В. и др. Оборудование и инструмент для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, В.Я. Протасов, Т.И. Чижова. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2011. - 312 с.].

Недостатками этих способов являются отсутствие поэтапной проверки спущенного оборудования на герметичность, приводящая к появлению межколонных и заколонных проявлений и необходимости в их устранении, а значит к возникновению дополнительных затрат на ремонт скважины, а порою и к ликвидации скважины как объекта добычи.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации глубокой скважины с АВПД в условиях наличия ММП, обеспечивающего также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны, снабженной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, с обеспечением проверки спущенного оборудования на герметичность, исключающей возможность возникновение межколонных и заколонных проявлений, за счет поэтапной опрессовки.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе оснащения глубокой газовой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП, компоновкой лифтовой колонны, включающим последовательное соединение и спуск в скважину компоновки, содержащей требуемое подземное эксплуатационное оборудование, запакеровку пакера, опрессовку, особенностью является то, что спуск компоновки лифтовой колонны осуществляют поэтапно, при этом последовательно соединяют снизу вверх элементы, составляющие компоновку нижней части лифтовой колонны, содержащей центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны, на технологической колонне осуществляют спуск указанной нижней части компоновки лифтовой колонны в скважину до проектной глубины, производят запакеровку эксплуатационного пакера, спускают в скважину глухую пробку с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, осуществляют опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, затем извлекают из скважины глухую пробку, отсоединяют технологическую колонну в разъединителе колонны и извлекают ее из скважины, осуществляют последовательное соединение и спуск в скважину элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части компоновки лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разделителе колонны, после чего осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры.

Основным элементом компоновки лифтовой колонны, отвечающим за надежность работы скважины и герметичность подземного оборудования, является эксплуатационный пакер, поэтому необходимо контролировать его работоспособность и герметичность методом опрессовки в рабочем состоянии, то есть в запакерованном состоянии, когда шлипсы и уплотнительные манжеты пакера находятся в зацеплении с эксплуатационной колонной, то есть подвергать его испытаниям на герметичность созданием избыточного давления как с наружи, так и изнутри. В случае обнаружения негерметичности необходимо проводить его замену. В глубокой скважине это влечет дополнительные затраты на извлечение всей компоновки лифтовой колонны с размещенным на ней подземным эксплуатационным оборудованием. Поэтому операцию по испытанию пакера на герметичность, то есть его опрессовку, необходимо проводить как можно раньше, чтобы исключить операцию его извлечения. Этого можно достичь путем спуска пакера на технологической колонне, не оборудованной подземным эксплуатационным оборудованием, либо, не производя полный спуск пакера, в скважину. Но для этого необходим в составе лифтовой колонны разъединитель колонны.

Заявляемый способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны с требуемым подземным эксплуатационным оборудованием обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в зоне ММП при наличии АВПД. Преимущества заявляемого способа: позволяет поэтапно проводить опрессовку компоновки лифтовой колонны без ее извлечения в случае обнаружения негерметичности; позволяет при необходимости оперативно перекрыть ствол скважины за счет наличия приустьевого клапана-отсекателя, позволяет снизить гидравлические сопротивления по стволу скважины, что, в конечном итоге, ведет к увеличению рабочих дебитов скважины; позволяет снизить затраты на строительство, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемого газа.

Поэтапный спуск частей компоновки лифтовой колонны с необходимым подземным эксплуатационным оборудованием, проверка эксплуатационного пакера на герметичность сразу после доставки в скважину нижней компоновки лифтовой колонны обеспечивает сокращение сроков ввода скважины в эксплуатацию, так как исключаются повторные спускоподъемные операции. Если эксплуатационный пакер в процессе опрессовки окажется герметичным, то проводят окончательный спуск компоновки верхней части лифтовой колонны, оснащенной требуемым подземным эксплуатационным оборудованием, и присоединение ее к нижней части компоновки, уже проверенной на герметичной, с последующей опрессовкой верхней части компоновки, что обеспечивает в дальнейшем требуемую надежность и безопасность скважины при эксплуатации в процессе добычи газа. В случае, если при проведении опрессовки, т.е. при осуществлении проверки эксплуатационного пакера на герметичность, он окажется не герметичным, то осуществляют извлечение только одной части - нижней компоновки лифтовой колонны, без верхней части, что сокращает материально- технические затраты.

При наличии ММП, которые могут быть подвергнуты в процессе эксплуатации к растеплению в связи с возрастанием температуры при движении газа, а значит к потере крепости зоны, в которой они располагаются, и последующему сжатию породы при снижении температуры, приводящее к смятию обсадных колонн, включая эксплуатационную и лифтовую колонны, необходимо ниже зоны ММП размещать приустьевой клапан-отсекатель, а ниже него - ингибиторный клапан для подачи в скважину ингибитора коррозии и антимерзлотного ингибитора, а также телескопическое соединение, предотвращающее срыв эксплуатационного пакера или потери его герметичности за счет компенсации температурного изменения длины лифтовой колонны, теплоизолированной в зоне расположения ММП.

Способ поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 изображена скважина, со спущенной компоновкой нижней части лифтовой колонны, оснащенной подземным эксплуатационным оборудованием, на фиг. 2 - скважина с компоновкой лифтовой колонны, верхняя и нижняя части.

Способ оснащения глубокой скважины с АВПД при наличии в приустьевой зоне ММП компоновкой лифтовой колонны, которая включает требуемые подземные приустьевые и забойные устройства, расположенные на лифтовой колонне в определенной последовательности и обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию скважины в заданном режиме, осуществляют следующим образом.

Первоначально осуществляют на поверхности скважины последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части 1 лифтовой колонны. Нижняя часть 1 лифтовой колонны содержит снизу вверх центрирующую воронку 2, подпакерный хвостовик 3 из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель 4 с нижней расходной муфтой (не показана), эксплуатационный пакер 5 с верхней расходной муфтой (не показано), разъединитель колонны 6. Муфты подбирают с расчетом повышенной прочности и герметичности резьбовых соединений с учетом обеспечения требуемого расхода газа.

Большая глубина расположения продуктивного пласта с АВПД более 3500 м от поверхности для обеспечения надежности конструкции глубокой скважины в условиях АВПД вынуждает оборудовать скважину эксплуатационным пакером 5 с его размещением на 50-100 м выше кровли продуктивного пласта 8, а башмак лифтовой колонны, в частности центрирующую воронку 2, - в интервале перфорационных отверстий 19, выполненных в эксплуатационной колонне 9. Для соединения эксплуатационного пакера 5 с центрирующей воронкой 2, которые расположены на разных глубинах, осуществляют их соединение посредством подпакерного хвостовика 3.

Собираемую компоновку нижней части 1 лифтовой колонны спускают в скважину на технологической колонне 7, не снабженной подземным оборудованием, со скоростью, не превышающей 0,25 м/с до проектной глубины пласта 8. Далее, созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим максимально ожидаемое на устье скважины давления, осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 5, приводя манжеты (не показаны) эксплуатационного пакера 5 до соединения с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 9 скважины и зацепления шлипсов (не показаны) эксплуатационного пакера 5 с эксплуатационной колонной 9.

После чего в скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля 4. После посадки глухой пробки в седле нижнего посадочного ниппеля 4 созданием избыточного давления в технологической колонне 7, не превышающим ожидаемое рабочее давление на устье, осуществляют опрессовку элементов подземного оборудования нижней части 1 лифтовой колонны. Отсутствие снижения давления в технологической колонне 7 в течение 30 минут свидетельствует о герметичности подземного оборудования, включая эксплуатационный пакер 5, как наиболее слабого звена в подземном оборудовании.

Далее из скважины с помощью ловильного инструмента (не показано) извлекают глухую пробку, освобождая проходной канал технологической колонны 7. Отсоединяют технологическую колонну 7 в разъединителе колонны 6 и извлекают ее из скважины.

Затем на устье скважины последовательно соединяют и спускают на лифтовой колонне в скважину элементы компоновки верхней части 10 лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны 6 с верхним монтажным патрубком с увеличенной толщиной стенки (не показан), циркуляционный клапан 11, верхний посадочный ниппель 12 с нижним монтажным патрубком (не показан), телескопическое соединение 13, держатель 14 датчика давления и температуры, в качестве которого возможно использование скважинной камеры, средней секции лифтовой колонны 15 из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана 16 с монтажным патрубком, расходной муфтой (не показаны), приустьевого клапана-отсекателя 17, верхней секции лифтовой колонны 18 из насосно-компрессорных труб.

После спуска присоединяют верхнюю часть 10 лифтовой колонны к ее нижней части 1 в разъединителе колонны 6. В скважину спускают глухую пробку (не показано) с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля 12.

При спуске нижней 1 и верхней 10 частей лифтовой колонны на их наружных поверхностях крепят технологические линии (не показаны) от подземного оборудования.

Аналогично осуществляют опрессовку элементов подземного эксплуатационного оборудования верхней части 10 лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье. Из скважины извлекают глухую пробку (не показана).

Подвешивают компоновку лифтовой колонны, верхнюю часть 10 и нижнюю часть 1, в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры (не показаны).

При необходимости проводят дополнительную опрессовку эксплуатационной колонны с наружи подачей избыточного давления в затрубное пространство скважины.

На трубной головке устанавливают фонтанную елку с задвижками, возле фонтанной арматуры размещают гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном отсекателем и пульт сбора информации от датчика давления и температуры и насоса с антикоррозионным ингибитором и антимерзлотным ингибитором.

После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.

Способ оснащения глубокой газовой скважины с аномально-высоким пластовым давлением при наличии в приустьевой зоне многолетнемерзлых пород компоновкой лифтовой колонны, характеризующийся тем, что осуществляют последовательное соединение требуемых элементов компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб, нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны, спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера, спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины, последовательное соединение и спуск в скважину элементов компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, соединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла верхнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия. Насосная система содержит погружной линейный электродвигатель, нефтяной насос, герметизирующее устройство и узел уравновешивания давления, установленные под землей. Погружной линейный электродвигатель содержит статор и приводной механизм. Он имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри статора. Нефтяной насос содержит цилиндр, плунжер, наружную гильзу и ситочную трубу для подачи нефти. Герметизирующее устройство установлено между погружным линейным электродвигателем и нефтяным насосом. Узел уравновешивания давления установлен на нижнем конце погружного линейного электродвигателя. Он выполнен с возможностью уравновешивания давления внутри и снаружи погружного линейного электродвигателя. Насосная система не включает насосную штангу, как в существующих насосных системах для добычи нефти, что позволяет предотвратить потерю хода, обусловленную длиной насосной штанги, и потерю энергии, обусловленную весом насосной штанги и истиранием штанги с отводом трубы. Благодаря этому обеспечено повышение коэффициента полезного действия системы. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений. Установка содержит установленные в скважине на колонне труб погружной насос с погружным электродвигателем. Вдоль колонны труб пропущен электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления работой погружной установки с датчиками параметров состояния, таких как давление и температура, и устройством преобразования сигналов датчиков, установленным на колонне труб в герметичном приборном отсеке. Силовой кабель подключен к погружному электродвигателю и к погружному приборному модулю. Внешняя поверхность приборного модуля выполнена с переменным сечением и образует с профилем внутренней стенки обсадной колонны скважины трубку Вентури. На горловине и диффузоре этой трубки установлены отборники давления перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля. Отборники давления подключены к дифференциальному манометру, установленному в герметичном приборном отсеке и подключенному к устройству преобразования сигналов. С помощью этого устройства обеспечена возможность расчета расхода перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля на основе показаний дифференциального манометра. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин. Технический результат – повышение надежности эксплуатации скважин за счет удаления газа из внутренней части насоса при его остановке. Способ характеризуется тем, что пластовую жидкость добывают установкой, включающей герметично свинченные насосно-компрессорные трубы, двигатель и электроцентробежный насос. Собственно электроцентробежный насос содержит головку, основание с входными отверстиями для пластовой жидкости и ступени для повышения давления и растворения свободного газа в пластовой жидкости. Над насосом устанавливают обратный и сбивной клапаны. В верхней части электроцентробежного насоса выше его ступеней до обратного клапана устанавливают газоотводящее устройство с нормально открытым обратным клапаном. С помощью этого клапана при остановке электроцентробежного насоса соединяют его напорную область с затрубным пространством и снижают давление в электроцентробежном насосе до давления в затрубном пространстве. Этим обеспечивают выделение растворенного газа и последующее его вытеснение в затрубное пространство пластовой жидкостью. При повторном запуске установки повышают давление в электроцентробежном насосе и обеспечивают закрытие обратного клапана газоотводящего устройства, чем обеспечивают штатный режим работы электроцентробежного насоса. 4 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего. При этом к выходу из колтюбинга горючего присоединен активатор горючего, выход которого соединен с входом скважинного газогенератора. При этом активатор горючего содержит два электрода, установленные в рабочей камере и соединенные высоковольтными проводами с источником высокого напряжения. Устройство также содержит системы подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор и в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор. При этом система подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Причем система подвода газа Брауна в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Техническим результатом является повышение КПД процесса горения. 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 21 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа. По способу через насосно-компрессорные трубы - НКТ на гибкой трубе или на НКТ меньшего диаметра до уровня насоса спускают гидродинамический генератор для создания до, во время и после запуска погружного электродвигателя колебаний давления рабочей жидкости. Частоту колебаний давления рабочей жидкости обеспечивают такой, что она совпадает с частотой толчковых или колебательных движений ротора погружного электродвигателя и возникновения эффекта резонанса. Частоты и амплитуды резонансного воздействия подбирают из условия предотвращения повреждений рабочих органов электроцентробежного насоса, но обеспечения интенсивного механического разрушения твердой фазы отложений упомянутого заклиненного насоса с увеличением дисперсности этой фазы. При воздействии на заклиненный насос пульсациями давления, создаваемыми гидродинамическим генератором, осуществляют интенсивную промывку электроцентробежного насоса рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором. Технический результат - повышение эффективности добычи пластового флюида из скважин с негерметичной эксплуатационной колонной. В скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку. Между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливают секцию мультифазного насоса. Погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжают наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединяют с входным модулем электроцентробежного насоса и выполняют с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки. После этого разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером. Запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из-под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Дополнительно под кожух может быть установлен фильтр от механических примесей. С помощью мультифазного насоса гомогенизируют и частично сжимают газожидкостную смесь, увеличивают рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в газожидкостной смеси а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии. Способ предусматривает перемещение по трубопроводу или транспортировку ее магистральным насосом с приводом от электрического двигателя. Предусматривают преобразование электрической энергии в механическую путем взаимодействия проводников или обмоток под электрическим током с магнитными полями после подачи электрического напряжения с вращающимся ротором заданной массы и моментом инерции, механически соединенным с насосом. С подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора. Сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии. В результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой - работы электрического тока по вращению ротора с насосом в установившемся режиме, а второй - работы, аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Технический результат - повышение технологичности эксплуатации скважины. Установка для эксплуатации малодебитных скважин содержит два насоса. Один из этих насосов установлен на поверхности и выполнен с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления и доставки упомянутой жидкости по насосно-компрессорным трубам. Второй насос – струйный. Он установлен в скважине на расчетной глубине и предусматривает использование однолифтовой или двухлифтовых колонн насосно-компрессорных труб. Струйный насос имеет ловильную головку и закрепленный под ним автономный геофизический прибор. Этот прибор предназначен для контроля работы струйного насоса и параметров пласта. Предусмотрена возможность спуска геофизического прибора в скважину с приближением к пласту и удаления из скважины совместно со струйным насосом с помощью монтажного инструмента и каната или восходящим потоком рабочей жидкости. Посадочное устройство для струйного насоса имеет канал для забора пластовой жидкости при создании разрежения струйным насосом, отверстие для выхода смеси рабочей и пластовой жидкостей с обеспечением возможности их подъема по затрубному пространству лифтовой колонны. Под струйным насосом установлен обратный клапан для разобщения пласта и рабочей жидкости и пакерно-якорное оборудование или герметизирующее устройство. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-03-15 2017-04-12T00:54:53
Наверх