×
19.04.2019
219.017.2d44

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ С АВТОМАТИЧЕСКИМ ПОДДЕРЖАНИЕМ В СКВАЖИНЕ ЗАДАННОГО ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ ОТКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОЙ СРЕДЫ (ВАРИАНТЫ)

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
02235904
Дата охранного документа
10.09.2004
Аннотация: Способ предназначен для использования в нефтегазодобывающей промышленности для добычи нефти. Способ заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб в скважине в зоне пласта устанавливают скважинный погружной насос и посредством последнего производят откачку из скважины жидкой среды. При компоновке и спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб на последней выше погружного насоса устанавливают одну над другой две скважинные камеры. После спуска колонны труб в скважину перед началом откачки из скважины добываемой из пласта жидкой среды в нижней скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор динамического уровня откачиваемой из скважины жидкой среды. В верхней скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор давления в затрубном по отношению к колонне насосно-компрессорных труб пространстве. Откачку из скважины жидкой среды, например нефти, ведут с закрытым со стороны устья скважины затрубным пространством. Давление срабатывания регуляторов устанавливают таким образом, чтобы в момент открытия регулятора динамического уровня давление в полости насосно-компрессорных труб в точке его установки было выше давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке, но не ниже минимально допустимого по условиям эксплуатации давления на забое скважины. Давление в полости насосно-компрессорных труб в момент открытия регулятора давления должно быть ниже давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке. В другом варианте на колонне насосно-компрессорных труб в скважине в зоне пласта устанавливают скважинный погружной насос и посредством последнего производят откачку из скважины жидкой среды, при этом при компоновке и спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб на последней выше погружного насоса устанавливают скважинную камеру, а после спуска колонны труб в скважину перед началом откачки из скважины добываемой из пласта жидкой среды в скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор динамического уровня откачиваемой из скважины жидкой среды. Устье скважины подключают к выполненному в виде клапана регулятору давления в затрубном по отношению к колонне насосно-компрессорных труб пространстве скважины с возможностью сброса избытка давления из затрубного пространства скважины в сеть сбора откачиваемой из скважины жидкой среды. Затем производят откачку из скважины жидкой среды, например нефти. Давление срабатывания регуляторов устанавливают таким образом, чтобы в момент открытия регулятора динамического уровня давление в полости насосно-компрессорных труб в точке его установки было выше давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке, но не ниже минимально допустимого по условиям эксплуатации давления на забое скважины, а давление в сети сбора откачиваемой из скважины жидкой среды в момент открытия регулятора давления ниже давления в затрубном пространстве скважины в точке установки на устье скважины регулятора давления в затрубном пространстве скважины. В результате достигается автоматическое поддержание заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды в насосной скважине и, как следствие, увеличение межремонтного периода ее работы. 2 н.п.ф-лы, 2 ил.

Способ эксплуатации скважинных насосов с автоматическим поддержанием в скважине заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды (варианты).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти.

Известны способы эксплуатации скважин погружными насосными агрегатами, где для подъема жидкости используют штанговые скважинные насосные установки или установки скважинного центробежного электронасоса (Ш.К. Гиматудинов, Р.С. Андриасов, И. Т. Мищенко и др. “Справочник по добыче нефти”. -М., Недра, 1983, с. 132-199; 244-246)

При добыче нефти насосным способом, он спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и приводится в действие колонной насосных штанг в случае использования штанговой установки или электроэнергией, подаваемой по кабелю с земной поверхности, в случае использования скважинного центробежного электронасоса.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации скважинного насоса, описанный в “устройстве для подъема газированной жидкости из скважины”, заключающийся в том, что на колонне насосно-компрессорных труб в скважине в зоне пласта устанавливают скважинный погружной насос и посредством последнего производят откачку из скважины жидкой среды (патент СССР №1825544, кл. F 04 F 5 / 54, 1988).

Недостатком данного способа является то, что, в случае, когда производительность скважинного насоса превышает объем пластовой жидкости, поступающей в скважину, это приводит к падению динамического уровня, связанного с уровнем жидкости давления на приеме насоса и остановке его, следствием чего является низкий межремонтный период работы и связанные с этим большие затраты на проведение текущего ремонта скважины и потери в добыче нефти из-за простоев.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является автоматическое поддержание заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды в насосной скважине и, как следствие, увеличение межремонтного периода ее работы.

Указанная задача решается за счет того, что способ эксплуатации скважинных насосов с автоматическим поддержанием в скважине заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб в скважине в зоне пласта устанавливают скважинный погружной насос и посредством последнего производят откачку из скважины жидкой среды, при этом при компоновке и спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб на последней выше погружного насоса устанавливают одну над другой две скважинные камеры, а после спуска колонны труб в скважину перед началом откачки из скважины добываемой из пласта жидкой среды в нижней скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор динамического уровня откачиваемой из скважины жидкой среды, а в верхней скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор давления в затрубном по отношению к колонне насосно-компрессорных труб пространстве, откачку из скважины жидкой среды, например нефти, ведут с закрытым со стороны устья скважины затрубным пространством, при этом давление срабатывания регуляторов устанавливают таким образом, чтобы в момент открытия регулятора динамического уровня давление в полости насосно-компрессорных труб в точке его установки было выше давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке, но не ниже минимально допустимого по условиям эксплуатации давления на забое скважины, а давление в полости насосно-компрессорных труб в момент открытия регулятора давления ниже давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке.

В другом варианте указанная выше задача решается за счет того, что способ эксплуатации скважинных насосов с автоматическим поддержанием в скважине заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб в скважине в зоне пласта устанавливают скважинный погружной насос и посредством последнего производят откачку из скважины жидкой среды, при этом при компоновке и спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб на последней выше погружного насоса устанавливают скважинную камеру, а после спуска колонны труб в скважину перед началом откачки из скважины добываемой из пласта жидкой среды в скважинной камере устанавливают выполненный в виде клапана регулятор динамического уровня откачиваемой из скважины жидкой среды, а устье скважины подключают к выполненному в виде клапана регулятору давления в затрубном по отношению к колонне насосно-компрессорных труб пространстве скважины с возможностью сброса избытка давления из затрубного пространства скважины в сеть сбора откачиваемой из скважины жидкой среды, затем производят откачку из скважины жидкой среды, например нефти, при этом давление срабатывания регуляторов устанавливают таким образом, чтобы в момент открытия регулятора динамического уровня давление в полости насосно-компрессорных труб в точке его установки было выше давления в затрубном пространстве скважины в этой же точке, но не ниже минимально допустимого по условиям эксплуатации давления на забое скважины, а давление в сети сбора откачиваемой из скважины жидкой среды в момент открытия регулятора давления ниже давления в затрубном пространстве скважины в точке установки на устье скважины регулятора давления в затрубном пространстве скважины.

Как показали проведенные исследования, путем перепуска части откачиваемой из скважины жидкой среды и поддержания заданного давления в затрубном пространстве скважины удается добиться стабильной работы скважинных насосов, особенно в случае нестабильного притока откачиваемой жидкой среды из пласта.

В случае использования в качестве регуляторов давления и динамического уровня клапанов, которые имеют камеру сжатого газа с узлом зарядки для задания требуемого расчетного давления срабатывания, условия работы могут быть определены следующим образом.

Условия работы регулятора динамического уровня и давление зарядки выбирают, исходя из следующего выражения:

Рзар.откр1.=Pтр1.×R+Рзат.× (1-R),

где Рзар. - давление зарядки сильфонной камеры регулятора динамического уровня, кг/м2;

Роткр1. - давление открытия регулятора динамического уровня, кг/м2;

Ртр1. - давление в НКТ в точке установки регулятора динамического уровня, кг/м;

Рзат. - давление в затрубном пространстве скважины в точке установки регулятора динамического уровня, кг/м2;

R - отношение площади проходного сечения седла к эффективной площади сильфонной камеры регулятора динамического уровня.

Глубину установки регулятора динамического уровня выбирают исходя из условия, чтобы в момент его открытия соблюдалось неравенство Pтр1.зат..

Условия работы регулятора давления в затрубном пространстве и давление открытия выбирают исходя из следующего выражения:

Роткр2.тр2.рд.,

где Роткр2. - давление открытия регулятора давления в затрубном пространстве, кг/м2;

Ртр2. - давление в НКТ в точке установки регулятора давления в затрубном пространстве, кг/м2;

Ррд. - перепад давления обусловленный разностью давлений в затрубном пространстве, скважины и в НКТ в точке установки регулятора давления, кг/м2.

При этом должно выполняться условие Рзат.тр2. в момент открытия регулятора давления.

Между собой давления открытия регулятора динамического уровня и регулятора давления в затрубном протранстве связаны следующей зависимостью:

Роткр1откр2+ρ g(H12дин.),

где Роткр1 - давление открытия стабилизатора динамического уровня, кг/м;

Роткр2 - давление открытия регулятора давления, кг/м2;

H1 - высота столба жидкости в месте установки регулятора динамического уровня, м;

H2 - высота столба жидкости в месте установки регулятора в затрубном пространстве, м;

ρ g(H12дин.), - давление столба жидкости в затрубном пространстве скважины над регулятором динамического уровня, где ρ - плотность жидкости, кг/м3, g - ускорение свободного падения, м/с2.

Эта же функция будет выполняться в случае установки регулятора давления в затрубном пространстве на устье скважины.

На фиг.1 представлена схема скважинной насосной установки для осуществления описываемого способа эксплуатации скважинных насосов с автоматическим поддержанием заданного динамического уровня откачиваемой жидкой среды с двумя камерами на колонне насосно-компрессорных труб, на фиг.2 - схема установки с регулятором давления в затрубном пространстве, установленном на устье скважины.

Скважинная насосная установка содержит:

1 - эксплуатационная колонна;

2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

3 - скважинная камера с регулятором давления в затрубном пространстве скважины;

4 - скважинная камера с регулятором динамического уровня откачиваемой жидкой среды;

5 - скважинный погружной насос;

6 - регулятор давления в затрубном пространстве, установленный на устье скважины.

Способ реализуется следующим образом:

После спуска скважинного погружного насоса 5 на колонне НКТ 2 со скважинными камерами 3; 4 в эсплуатационную колонну 1 скважины, его запускают в работу для откачки жидкости глушения. После отбора жидкости глушения в полном объеме и ее утилизации, с помощью канатной техники в скважинные камеры 3 и 4 устанавливают регулятор давления в затрубном пространстве скважины и регулятор динамического уровня соответственно.

Закрывают со стороны устья скважины затрубное пространство скважины и скважинный погружной насос 5 запускают в работу. В первый период работы, когда приток жидкости из продуктивного пласта и номинальная производительность скважинного погружного насоса не согласованы, т.е. его производительность выше чем приток из пласта, динамический уровень жидкости в скважине начинает снижаться и, когда он достигает критической точки, открывается регулятор динамического уровня в скважинной камере 4 и часть жидкости из колонны НКТ 2 перетекает в затрубное пространство скважины, компенсируя снижение динамического уровня откачиваемой жидкой среды и даже обеспечивая его рост. Когда рост динамического уровня достигнет расчетной величины и обеспечит заданное давление в точке установки регулятора динамического уровня, то он закрывается и, соответственно, прекращается переток откачиваемой жидкой среды из колонны НКТ в затрубное пространство.

При необходимости цикл автоматически повторяется.

Регулятор давления в затрубном пространстве скважины в скважинной камере 3 препятствует фонтанированию откачиваемой жидкой среды по затрубному пространству скважины, вызываемому высоким газосодержанием в откачиваемой жидкой среде в результате работы газосепаратора скважинного погружного насоса 5. Так как скважину эксплуатируют с закрытым затрубным пространством, регулятор давления 3 при определенных условиях сбрасывает избыток давления из кольцевого затрубного пространства скважины в колонну НКТ 2.

Регулятор давления в затрубном пространстве скважины 3 может быть использован для дополнительного инжектирования жидкости в колонну НКТ 2 в случае, когда приточная характеристика пласта выше производительности скважинного погружного насоса 5 и динамический уровень жидкости поднимается выше места установки регулятора давления 3.

Эта же функция будет выполняться в случае установки регулятора давления в затрубном пространстве 6 на устье скважины в соответствии со вторьм вариантом способа эксплуатации скважинных насосов.

Таким образом, заявленный способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа и обеспечивает более плавный, мягкий вывод на оптимальный режим работы скважинного погружного насоса в начальный период его работы и обеспечивает его устойчивую работу, автоматически поддерживая заданный динамический уровень откачиваемой жидкой среды, что ведет к более длительному межремонтному периоду работы скважинного погружного насоса и, как правило, к более полной выработке запасов из призабойной зоны скважины.

1.Способэксплуатациискважинныхнасосовсавтоматическимподдержаниемвскважинезаданногодинамическогоуровняоткачиваемойжидкойсреды,заключающийсявтом,чтонаколонненасосно-компрессорныхтрубвскважиневзонепластаустанавливаютскважинныйпогружнойнасосипосредствомпоследнегопроизводятоткачкуизскважиныжидкойсреды,отличающийсятем,чтоприкомпоновкеиспускевскважинуколоннынасосно-компрессорныхтрубнапоследнейвышепогружногонасосаустанавливаютоднунаддругойдвескважинныекамеры,апослеспускаколоннытрубвскважинупередначаломоткачкиизскважиныдобываемойизпластажидкойсредывнижнейскважиннойкамереустанавливаютвыполненныйввидеклапанарегулятординамическогоуровняоткачиваемойизскважиныжидкойсреды,авверхнейскважиннойкамереустанавливаютвыполненныйввидеклапанарегулятордавлениявзатрубномпоотношениюкколонненасосно-компрессорныхтрубпространстве,откачкуизскважиныжидкойсреды,напримернефти,ведутсзакрытымсостороныустьяскважинызатрубнымпространством,приэтомдавлениесрабатываниярегуляторовустанавливаюттакимобразом,чтобывмоментоткрытиярегуляторадинамическогоуровнядавлениевполостинасосно-компрессорныхтрубвточкеегоустановкибыловышедавлениявзатрубномпространствескважинывэтойжеточке,ноненижеминимальнодопустимогопоусловиямэксплуатациидавленияназабоескважины,адавлениевполостинасосно-компрессорныхтрубвмоментоткрытиярегуляторадавлениянижедавлениявзатрубномпространствескважинывэтойжеточке.12.Способэксплуатациискважинныхнасосовсавтоматическимподдержаниемвскважинезаданногодинамическогоуровняоткачиваемойжидкойсреды,заключающийсявтом,чтонаколонненасосно-компрессорныхтрубвскважиневзонепластаустанавливаютскважинныйпогружнойнасосипосредствомпоследнегопроизводятоткачкуизскважиныжидкойсреды,отличающийсятем,чтоприкомпоновкеиспускевскважинуколоннынасосно-компрессорныхтрубнапоследнейвышепогружногонасосаустанавливаютскважиннуюкамеру,апослеспускаколоннытрубвскважинупередначаломоткачкиизскважиныдобываемойизпластажидкойсредывскважиннойкамереустанавливаютвыполненныйввидеклапанарегулятординамическогоуровняоткачиваемойизскважиныжидкойсреды,аустьескважиныподключаютквыполненномуввидеклапанарегуляторудавлениявзатрубномпоотношениюкколонненасосно-компрессорныхтрубпространствескважинысвозможностьюсбросаизбыткадавленияиззатрубногопространстваскважинывсетьсбораоткачиваемойизскважиныжидкойсреды,затемпроизводятоткачкуизскважиныжидкойсреды,напримернефти,приэтомдавлениесрабатываниярегуляторовустанавливаюттакимобразом,чтобывмоментоткрытиярегуляторадинамическогоуровнядавлениевполостинасосно-компрессорныхтрубвточкеегоустановкибыловышедавлениявзатрубномпространствескважинывэтойжеточке,ноненижеминимальнодопустимогопоусловиямэксплуатациидавленияназабоескважины,адавлениевсетисбораоткачиваемойизскважиныжидкойсредывмоментоткрытиярегуляторадавлениянижедавлениявзатрубномпространствескважинывточкеустановкинаустьескважинырегуляторадавлениявзатрубномпространствескважины.2
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 11-20 из 24.
27.11.2013
№216.012.859e

Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002499884
Дата охранного документа: 27.11.2013
20.12.2013
№216.012.8d9e

Способ и оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах. Обеспечивает возможность натяжения колонны труб сверх собственного веса с обеспечением при этом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002501937
Дата охранного документа: 20.12.2013
20.04.2014
№216.012.bb08

Клапан перепускной управляемый

Изобретение относится к клапанам, используемым, например, при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Клапан включает в себя верхний, средний и нижний корпуса. Верхний корпус соединен через патрубок с муфтой. Соединения верхнего, среднего и нижнего корпусов зафиксированы...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513608
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.05.2014
№216.012.c2cf

Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации

Изобретение относится к оборудованию для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину. Способ включает размещение в скважине насосной установки, содержащей колонну труб, колонну штанг, два пакера, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002515630
Дата охранного документа: 20.05.2014
27.05.2014
№216.012.c952

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине

Изобретение относится к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине. Установка содержит пакер, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов. Установка снабжена...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002517304
Дата охранного документа: 27.05.2014
10.12.2014
№216.013.0d83

Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра. Колонна...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002534876
Дата охранного документа: 10.12.2014
10.05.2015
№216.013.4b01

Способ эксплуатации скважин с возможностью перепуска избыточного давления газовой среды, отсечения скважинной жидкости и клапан перепускной газовый отсекатель для его реализации

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применена для фонтанной, газлифтной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин глубинно-насосными установками, комбинированной эксплуатации, в частности для перепуска избыточного давления газовой среды и отсечения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002550708
Дата охранного документа: 10.05.2015
10.06.2015
№216.013.5194

Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002552405
Дата охранного документа: 10.06.2015
12.01.2017
№217.015.57ed

Пакер механический осевой с кабельным вводом

Изобретение относится к механическим пакерам. Техническим результатом является повышение надежности герметизации трубного и затрубного пространств за счет достижения и проверки полной герметизации в месте кабельного ввода, обеспечение защиты кабеля от повреждения, регулирование усилия...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002588528
Дата охранного документа: 27.06.2016
25.08.2017
№217.015.9d4c

Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610484
Дата охранного документа: 13.02.2017
Показаны записи 1-3 из 3.
19.04.2019
№219.017.2c6f

Клапан погружного насоса для добычи нефти

Клапан погружного насоса для добычи нефти предназначен для использования в области насосостроения. Клапан погружного насоса содержит корпус. В последнем размещен запорный орган со штоком и выполнено седло. Последнее выполнено из набора подвижных в радиальном направлении и уплотненных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002247865
Дата охранного документа: 10.03.2005
09.05.2019
№219.017.4a8f

Всасывающий клапан погружного насоса

Устройство предназначено для использования в области насосостроения. Всасывающий клапан погружного насоса содержит корпус, в котором размещен запорный орган и выполнено седло. Запорный орган выполнен в виде плунжера с возможностью образования запорной пары с поверхностью седла. Седло клапана...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002263228
Дата охранного документа: 27.10.2005
19.06.2019
№219.017.8461

Камера скважинная

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти и газа и может быть использовано для размещения в скважине различных устройств. Камера скважинная содержит корпус с расположенным в его верхней части ориентирующим ниппелем и карман. Корпус составлен из соединенных между собой по месту...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002260108
Дата охранного документа: 10.09.2005
+ добавить свой РИД