RU2738615C1 - Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне - Google Patents
Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738615C1 RU2738615C1 RU2020123161A RU2020123161A RU2738615C1 RU 2738615 C1 RU2738615 C1 RU 2738615C1 RU 2020123161 A RU2020123161 A RU 2020123161A RU 2020123161 A RU2020123161 A RU 2020123161A RU 2738615 C1 RU2738615 C1 RU 2738615C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- production
- packer
- productive
- pump
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 70
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 6
- 102100032402 Charged multivesicular body protein 1a Human genes 0.000 description 3
- 101000943264 Homo sapiens Charged multivesicular body protein 1a Proteins 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам одновременно-раздельной добычи нефти из многопластовой скважины по эксплуатационной колонне, исключающим перетоки нефти между неоднородными пластами в скважине, что обеспечивает исключение влияния на забойные и пластовые характеристики каждого продуктивного пласта, и может использоваться как в малодебитных, так и высокодебитных скважинах. Способ включает сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины. Перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины. Производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер. Если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше, чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку. Перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с определенной плотностью. Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости. Размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м. Щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта. Насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический. Спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса. Отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины. Технический результат - повышение эффективности выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижение усилий, необходимых для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключение аварийных ситуаций, повышение надежности способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширение технологических возможностей, упрощение способа. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам одновременно-раздельной добычи нефти из многопластовой скважины по эксплуатационной колонне, исключающим перетоки нефти между неоднородными пластами в скважине, что обеспечивает исключение влияния на забойные и пластовые характеристики каждого продуктивного пласта и может использоваться как в малодебитных, так и высокодебитных скважинах.
Известен способ беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (патент RU № 2159358, опубл. 20.11.2000). Насосные штанги с центраторами, размещены ниже насосно-компрессорных труб, хвостовик установлен с упором на забой скважины, приемный фильтр смонтирован на хвостовике.
К недостаткам способа относится то, что добыча нефти частично идет по колонне насосно-компрессорных труб, что приводит к повышению гидравлического сопротивления движению, увеличивает металлоемкость скважинного оборудования. Известный способ не обеспечивает раздельную добычу нефти из продуктивных пластов многопластовой скважины, что может привести к смешению продукции и отрицательно воздействовать на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов, а также недостаточно эффективен из-за низкой устойчивости компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов.
Известен способ добычи продукции скважины по эксплуатационной колонне, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (RU № 2361115, опубл. 10.07.2009). Под приемным клапаном расположено перепускное устройство. Полый хвостовик состоит из верхней и нижней частей. На нижней части хвостовика расположен пакер и упор. Ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями. На хвостовике расположено дополнительное перепускное устройство, выполненное в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика. Полый поршень выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра. Ограниченность осевого перемещения полого плунжера может быть достигнута сужениями, выполненными на концах цилиндра. Герметичность перекрытия сообщения между боковыми каналами и внутренней полостью хвостовика может быть достигнута несколькими вариантами выполнения, например перекрытием боковых каналов цилиндра наружной цилиндрической поверхностью полого поршня либо взаимодействием нижнего конца полого поршня с нижним сужением цилиндра с применением уплотнительных материалов (не показано). Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг, спускают в скважину. При спуске оборудования цилиндр, соединенный с нижней частью хвостовика, под действием силы тяжести висит на полом поршне, соединенным с верхней частью хвостовика, при этом полый поршень взаимодействует с сужением цилиндра. В конце спуска оборудования нижняя часть хвостовика через упор устанавливается на забое скважины. Полый поршень, соединенный с верхней частью хвостовика, продолжает перемещение относительно цилиндра, установленного на нижней части хвостовика, и упирается в сужение цилиндра. В таком положении полого поршня относительно цилиндра герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика. При этом полость скважины, расположенная над пакером, надежно разобщается с полостью скважины, расположенной под пакером.
Недостатки способа:
- низкая надежность использования способа в малодебитных скважинах, так как высокие нагрузки веса хвостовика и пакера воздействуют на цилиндр насоса, имеющий недостаточную прочность из-за малых площадей поперечных сечений и прочность резьбовых соединений штанговых насосов малого диаметра;
- низкая надежность использования способа в высокодебитных скважинах, так как к весу пакера, хвостовика дополняется увеличенный вес насоса, который передается на колонну насосных штанг, что приводит к увеличению нагрузки на наземный привод и к увеличению потребления электроэнергии на механический подъем продукции;
- низкая эффективность способа за счет отсутствия регулирования спуска компоновки и установки одного пакера, что недостаточно обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов;
- низкая эффективность способа при использовании для одновременно-раздельной добычи двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне;
- отрицательное влияние на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов при смешении перетоков между пластами с разными забойными и пластовыми характеристиками.
Техническими задачами являются повышение эффективности выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижение усилия, необходимого для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключение аварийной ситуации, повышение надежности способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширение технологических возможностей, упрощение способа за счет снижение стоимости внедрения.
Технические задачи решаются способом одновременно-раздельной добычи нефти из двух неоднородных пластов одной скважины по эксплуатационной колонне, включающим сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины.
Новым является то, что перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины и производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер, если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов, хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку, перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – константа;
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м,
hиз = lиз · cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град,
соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости, размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м, щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта, насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта, извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический, спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса, отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины.
Сущность технического решения заключается в следующем.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб включает определение интервалов залегания нижнего 1 и верхнего 2 продуктивных пластов в скважине 3 для определения глубины спуска оборудования и компоновки в целом, определение параметров пластового давления, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины для определения наиболее оптимального места установки нижнего 4 и верхнего 5 пакеров, определение забойного давления для выбора схемы установки компоновки, определение потенциального дебита по пластам для повышения эффективности одновременно-раздельной добычи из двух и более пластов многопластового месторождения с подъемом продукции скважины по эксплуатационной колонне, исключения смешения продукции разных пластов в интервале продуктивного пласта, исключение возможности отрицательного влияния напластовые характеричтики продуктивного пласта, например на проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны с диаметром 102, 114, 146, 168 мм напротив имеющегося продуктивного участка верхнего 2 и нижнего 1 пласта для обеспечения притока нефти. Сборку глубинно-насосной установки осуществляют в следующей последовательности. Хвостовик выполняют сборным, состоящим из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков. Диаметр патрубков 7 и 8 зависит от производительности насоса. Между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9, диаметр которого соответствует диаметру патрубков 7 и 8, фильтр обеспечивает снижение попадания механических примесей на прием насоса. На конце хвостовика устанавливают заглушку 10, которая обеспечивает сохранность резьбовой части нижнего патрубка при посадке на забой и устойчивость компоновки. Длина нижнего 7 патрубка обеспечивает размещение фильтра в интервале продуктивного 1 пласта. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4, например типа ПРСМ1 или ПДМ. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12. На верхней части дополнительного патрубка 12 размещают дополнительный верхний 5 манжетный пакер для обеспечения разобщения эксплуатационной колонны и зоны перфорации 13 верхнего продуктивного горизонта, что позволяет произвести дальнейший подъем продукции двух продуктивных пластов по эксплуатационной колонне. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Дебит определяют расчетным путем по имеющимся фактическим показателям работы приобщаемого пласта по окружающим скважинам. Цилиндр выполняют с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, для обеспечения приема жидкости из верхнего пласта, прием жидкости с нижнего пласта в цилиндр штангового глубинного насоса обеспечивают за счет основного всасывающего клапана 15 прием которого оборудован фильтром 9. Перед спуском глубинно-насосной установки производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – 1 (константа)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м,
hиз = lиз · cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 с инструментом посадочным гидравлическим 17 и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта, расстояние между пакерами не должно быть менее 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4. Необходимое давление для обеспечения герметичного прижатия манжет составляет 10 атм при условии, что над пакером будет расстояние 150 м давление будет составлять 13 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Нижний пакер обеспечивает разделение продуктивных горизонтов, что необходимо для раздельной разработки пластов с различными пластовыми характеристиками. Раздельная добыча обеспечивается разделением продуктивных горизонтов пакерами, которые исключают перетоки между пластами в скважине, смешивается продукция только в процессе подъема жидкости выше второго пакера, что никак не влияет на забойные и пластовые характеристики каждого из продуктивного пласта в отдельности. Верхний пакер обеспечивает подъем продукции по эксплуатационной колонне.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает надежность при использовании способа в малодебитных скважинах, так как снижаются нагрузки веса оборудования на цилиндр насоса, при использовании способа в высокодебитных скважинах, так как повышается устойчивость хвостовика, исключается обрыв штанг, снижается потребление электроэнергии, способ повышает эффективность добычи за счет регулирования спуска компоновки и установки двух пакеров и фильтра, что обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов, исключает аврийные ситуации, расширяет технологические возможности за счет одновременно-раздельной добычи из двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, исключения влияния на забойные и пластовые характеристики неоднородных продуктивных пластов с разными забойными и пластовыми характеристиками.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб осуществляют в следующей последовательности.
Определяют интервалы залегания продуктивных пластов, например, нижнего 1 и верхнего 2 в скважине 3, определяют параметры пластового и забойного давлений, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины, потенциальные дебиты по пластам, проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны, диаметром 146 мм, напротив имеющегося продуктивного участка верхнего и нижнего пласта для обеспечения притока нефти. Собирают компоновку снизу-вверх: хвостовик, выполненный сборным, состоящий из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков диаметром 60 мм, на конце хвостовика устанавливают заглушку 10, между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м, обеспечивающий снижение попадания механических примесей на прием насоса, а при подъеме компоновки из скважины обеспечивает слив жидкости. Длина нижнего 7 патрубка равна расстоянию от текущего забоя 18 скважины до подошвы нижнего продуктивного пласта 1. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4 ПРСМ1. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12, например колонной насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм и длиной, обеспечивающей в сумме с длиной насоса расстояние не менее 150 м между пакерами, и размещение дополнительного верхнего 5 манжетного пакера ПРСМ1 на верхней части дополнительного патрубка 12. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Расстояние установки (Lу) дополнительного всасывающего клапана 14 определяется по следующей формуле:
Lу = Lц * Q1 / (Q1 + Q2) (3)
где Lу – расстояние от верха цилиндра установки клапана 14, мм;
Lц – длина цилиндра, мм, (в соответствии с ГОСТ 31835-2012 длина цилиндра может быть 3300-8700 мм);
Q1 – дебит верхнего пласта, м3/сут;
Q2 – дебит нижнего пласта, м3/сут.
При дебите верхнего 2 пласта равного 5 м3/сут, а дебите нижнего 1 пласта – 10 м3/сут, при длине цилиндра 4500 мм дополнительный боковой всасывающий клапан 14 расположен на расстоянии 1500 мм от верха цилиндра Lу = 4500 * 5 / (5 + 10) = 1500 мм.
Перед спуском компоновки с глубинно-насосной установкой производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – 1 (константа)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м.
hиз = lиз · cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м с инструментом посадочным гидравлическим 17, например Инструмент ИПГ-118-50-500-Т100-К3-00 производства ООО НПФ "ПАКЕР", и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 в технологической жидкости обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта на расстояние между пакерами 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4. Давление для прижатия манжет составляет 10 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Внедрение способа позволяет сократить расходы на 0,5 млн. рублей на 1 скважину.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает эффективность выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижает усилия, необходимые для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключает аварийные ситуации, повышает надежность способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширяет технологические возможности, упрощает способ за счет снижения стоимости внедрения.
Claims (10)
- Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух неоднородных пластов одной скважины по эксплуатационной колонне, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины, отличающийся тем, что перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины и производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер, если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше, чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов, хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку, перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
-
- где Р пл – пластовое давление, Па;
- 1 – константа;
- П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
- h из – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м,
-
- где l из – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
- α – средний зенитный угол ствола скважины, град,
- соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости, размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м, щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта, насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта, извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический, спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса, отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123161A RU2738615C1 (ru) | 2020-07-13 | 2020-07-13 | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123161A RU2738615C1 (ru) | 2020-07-13 | 2020-07-13 | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2738615C1 true RU2738615C1 (ru) | 2020-12-14 |
Family
ID=73835126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020123161A RU2738615C1 (ru) | 2020-07-13 | 2020-07-13 | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738615C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114382439A (zh) * | 2021-11-26 | 2022-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下分层采油控制装置 |
| RU2819182C1 (ru) * | 2023-12-19 | 2024-05-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| US6684956B1 (en) * | 2000-09-20 | 2004-02-03 | Wood Group Esp, Inc. | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations |
| RU2344274C1 (ru) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) |
| RU2361115C1 (ru) * | 2008-03-31 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины |
| RU2520315C2 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины |
| RU2574655C1 (ru) * | 2014-12-30 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов |
-
2020
- 2020-07-13 RU RU2020123161A patent/RU2738615C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| US6684956B1 (en) * | 2000-09-20 | 2004-02-03 | Wood Group Esp, Inc. | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations |
| RU2344274C1 (ru) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) |
| RU2361115C1 (ru) * | 2008-03-31 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины |
| RU2520315C2 (ru) * | 2012-09-17 | 2014-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины |
| RU2574655C1 (ru) * | 2014-12-30 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114382439A (zh) * | 2021-11-26 | 2022-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下分层采油控制装置 |
| CN114382439B (zh) * | 2021-11-26 | 2024-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下分层采油控制装置 |
| RU2819182C1 (ru) * | 2023-12-19 | 2024-05-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8006756B2 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
| MX2014000947A (es) | Sistema y metodo para produccion de liquidos de yacimiento. | |
| US7621339B2 (en) | Downhole production and injection pump system | |
| US6854518B1 (en) | Method and apparatus for enhancing production from an oil and/or gas well | |
| CA2775105C (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| RU2738615C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне | |
| CN110593846A (zh) | 一种气井气液分采完井管柱 | |
| RU109792U1 (ru) | Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов | |
| RU2473790C1 (ru) | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом | |
| RU2513566C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и устройство для его осуществления | |
| RU2598948C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки | |
| RU2364708C1 (ru) | Установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия | |
| RU2330936C2 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| US20110203792A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
| RU79935U1 (ru) | Конструкция многозабойной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности | |
| RU53737U1 (ru) | Глубинный штанговый трубный насос с извлекаемым всасывающим клапаном | |
| RU2724715C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| CN212535608U (zh) | 一种胶筒封隔器及安装有该胶筒封隔器的找水管柱 | |
| RU2054528C1 (ru) | Способ раздельного подъема продукции добывающих скважин | |
| RU2739805C1 (ru) | Газлифтная установка | |
| RU41810U1 (ru) | Скважинный штанговый насос для добычи пластовых жидкостей |