Пакеры с контролем герметичности
Установка систем контроля герметичности в составе подвески хвостовика
Маркеры позволяют в реальном времени определить герметичность пакера-подвески хвостовика при посадке
Набухающие пакеры с контролем герметичности
Маркеры размещены на теле пакера таким образом, чтобы вымывание происходило только при прохождении скважинной жидкости через рабочую уплотнительную поверхность пакера.
Данная система способна подстраиваться под изменяющиеся со временем характеристики притока жидкости или газообразной фазы.
При прохождении флюида вдоль эластомера выделяется маркер, наличие которого можно легко определить в пробах жидкости, взятой на поверхности.
Подвеска хвостовика с контролем герметичности
Установка систем контроля герметичности в составе подвески хвостовика
Позволяет в реальном времени определить герметичность пакера-подвески хвостовика при посадке
Контроль герметичности при цементировании хвостовика Устройство поинтервального мониторинга притока
Контроль герметичности при цементировании хвостовика
Пакер с контролем герметичности
Маркеры позволяют определить герметичность пакера и тампонажного раствора при цементировании хвостовика
Устройство поинтервального мониторинга притока
(нефть, газ, вода)
Технология заключается в использовании специальных маркеров, по результатам анализа проб которых, определяется приток флюида из одного или нескольких интервалов скважины.
Технология эффективно применяется для мониторинга притока в скважинах с горизонтальным участком ствола, в многозабойных скважинах, в скважинах с несколькими эксплуатационными горизонтами. Эффективно применяется для определения интервалов прорыва воды и/или газа в действующих скважинах.
Спускается в компоновке как первичного, так и вторичного заканчивания.
Эжекторное устройство интенсификации притока
Устройство предназначено для создания дополнительного сопротивления нецелевому флюиду с поддержанием скорости потока добычи нефти без снижения депрессии на пласт
Установка подвески в горизонтальном участке ствола
Эжекторное устройство ограничения притока газа позволяет не только не снижать приток нефти из пласта при ограничении притока газа и воды, но и осуществлять внутрискважинную прокачку, используя энергию нецелевого флюида.
Схемы подвески для борьбы с прорывом газа
Для борьбы с прорывами газа в горизонтальном участке ствола скважины предлагается две схемы компоновок по ограничению притока газа с применением эжекторного устройства по ограничению притока газа в зависимости от интервала прорыва газа
Схема 1. Компоновка системы ограничения притока газа при движении жидкости из «пятки» в «носок». Применяется при прорыве газа в «пятке»
При движении жидкости из «пятки» в «носок» компоновка подвешивается на пакере, герметизирующим затрубное пространство. Флюид движется по затрубному пространству между внешним диаметром НКТ и внутренним диаметром хвостовика в «носок», проходит через ограничители притока газа и маркируется специальными трассерами-метками, расположенными напротив каждого интервала (либо расположенными на необходимых интервалах). Далее общий поток жидкости поступает во внутреннюю часть НКТ и перекачивается на поверхность с помощью стандартного глубинно-насосного оборудования (ГНО).
Схемы подвески для борьбы с прорывом газа
Схема 2. Компоновка системы ограничения притока газа при движении жидкости из «носка» в «пятку». Применяется при прорыве газа в «носке»
Поток жидкости движется по затрубному пространству между внешним диаметром НКТ и внутренним диаметром хвостовика из «носка» в «пятку» через устройства ограничения притока газа, при этом осуществляется его маркировка специальными трассерами-метками. Далее промаркированная жидкость поступает на приём ГНО, выноситься на поверхность и анализируется. При данной схеме компоновка подвешивается на якоре, пропускающим жидкость через затрубное пространство. Движение жидкости во внутреннем пространстве НКТ в горизонтальном участке скважины не происходит.
Устройство маркерной системы мониторинга в виде шара-центратора
Устройство маркерной системы мониторинга в виде шара-центратора позволяет:
- В разы сократить стоимость ПГИ по определению профиля притока из интервалов горизонтального участка скважины.
- Спускается как отдельно в работающую скважину, в том числе в горизонтальный участок, так и в составе хвостовика первичного заканчивания в качестве центраторов.
- Устанавливается за одну спуско-подъемную операцию.
- Надежно крепится в стволе скважины или в хвостовике.
- Полностью растворяется в добываемой жидкости, не требует извлечения.
- Позволяет с высокой точностью определить приток нефти, воды или газа из интервалов горизонтального участка скважины.