УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ РАБОЧЕГО АГЕНТА В ДВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТА

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для поддержания пластового давления для добычи нефти или газа.
Известны установки для закачки рабочего агента в продуктивный пласт, содержащие колонну труб с одним или несколькими пакерами и регуляторы подачи рабочего агента (см. книгу Мирзаджанзаде А.Х. «Технология и техника добычи нефти» М., Недра, 1986, или каталог «Оборудование для раздельной. эксплуатации многопластовых нефтяных и газовых скважин», ЦИНТИхимнефтемаш., 1988, с.43-45).
Однако надежность работы данной установки недостаточно высока, что связано негерметичностью уплотнений в местах соединения спускаемого в скважину на колонне труб оборудования.
Наиболее близкой к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта, содержащая смонтированные в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб скважинные камеры, два пакера и установленные со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, причем нижний пакер расположен между нижним и верхним продуктивными пластами, верхний пакер расположен над верхним продуктивным пластом, скважинные камеры установлены первая под нижним пакером, вторая между нижним и верхним пакерами и третья с циркуляционным клапаном над верхним пакером (патент на полезную модель RU №60616, кл. Е21В 43/14, 27.01.2007).
Однако в данной установке отсутствует возможность прямых замеров параметров закачки рабочего агента в продуктивные пласты в режиме реального времени, что требует дополнительных затрат на проведение геофизических исследований для определения приемистости по продуктивным пластам и приводит к несвоевременной оптимизации процесса закачки рабочего агента. Это, в свою очередь, приводит к снижению дебитов скважин в зоне влияния этой нагнетательной скважины.
Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является получение прямых замеров давления и температуры в трубном и затрубном пространствах в режиме реального времени, что при известном диаметре штуцеров в скважинных камерах позволяет определять объемы закачки рабочего агента по продуктивным пластам для оперативной оптимизации процесса закачки,
Техническим результатом, достигаемым при реализации полезной модели, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в несколько продуктивных горизонтов (пластов) через одну нагнетательную скважину, на многопластовом месторождении, для дополнительной добычи углеводородов путем ускорения освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин, что позволяет уменьшить количество трубопроводов и перекачивающих станций.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта содержит смонтированные в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб скважинные камеры, два пакера и установленные со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, причем нижний пакер расположен между нижним и верхним продуктивными пластами, верхний пакер расположен над верхним продуктивным пластом, скважинные камеры установлены первая под нижним пакером, вторая между нижним и верхним пакерами и третья с циркуляционным клапаном над верхним пакером, при этом на колонне труб дополнительно установлены трубные и затрубные датчики давления и температуры, расположенные над нижней и средней скважинными камерами, соединенные последовательно между собой и с наземным блоком регистрации геофизическим кабелем, закрепленным к колонне труб протекторами, верхний пакер выполнен механического действия с опорной установкой или гидромеханического действия и оборудован гидравлическим якорем, нижний пакер выполнен гидромеханического действия, причем оба пакера имеют отверстие для прохода геофизического кабеля, первая и вторая скважинные камеры выполнены со сменными калиброванными штуцерами для закачки запланированных объемов рабочего агента в скважину, а третья скважинная камера выполнена с опрессовочным ниппелем.
Предпочтительно геофизический кабель выполнен в полиамидной оболочке.
Эффективность технологии на многопластовых месторождениях в основном достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательных скважин для поддержания проектного пластового давления (ППД) в зоне отбора пластового флюида и дополнительной за счет этого добычи углеводородов по объектам разработки. Разукрупнение наземных коммуникаций для прокачки рабочего агента позволяет уменьшить протяженность и число направлений трубопроводов и повысить надежность их работы, особенно, в осенне-зимний периоды из-за уменьшения вероятности переохлаждения и замораживания, связанного с увеличением объема и скорости его прокачки.
За счет направленного воздействия закачкой рабочего агента с вытеснением пластового флюида по направлению забоев добывающих скважин создаются условия для дополнительной добычи углеводородов и поддержания первоначального или проектного пластового давления (ППД), при этом с использованием данной установки для одновременно-раздельной закачки рабочего агента представляется возможным разделить группы пластов на отдельные пласты в зависимости от условий и задач эксплуатации, закачку рабочего агента обеспечить в несколько пластов одной нагнетательной скважиной, регулировать расход рабочего агента для каждого пласта нагнетательной скважины путем подбора соответствующего для них калиброванного штуцера.
Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.
На чертеже схематично представлена установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта, где
1 - блок регистрации;
2 - эксплуатационная колонна;
3 - геофизический кабель;
4 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);
5 - протектор;
6 - третья скважинная камера с циркуляционным клапаном и опрессовочным ниппелем;
7 - якорь гидравлический;
8 - верхний пакер гидромеханического действия или механического действия с опорной установкой;
9 - трубные и затрубные дачтчики давления и температуры;
10 - верхний продуктивный пласт;
11 - вторая скважинная камера со сменным калиброванным штуцером;
12 - нижний пакер гидромеханического действия;
13 - трубные и затрубные датчики давления и температуры;
14 - нижний продуктивный пласт;
15 - первая скважинная камера со сменным калиброванным штуцером;
16 - заглушка или посадочный ниппель для установки извлекаемого клапана.
Установка собирается в следующей последовательности: снизу на НКТ 4 устанавливается заглушка 16 или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, далее первая скважинная камера со сменным калиброванным штуцером 15, датчики трубного и затрубного давления 13, нижний пакер гидромеханического действия 12, вторая скважинная камера со сменным калиброванным штуцером 11, датчики трубного и затрубного давления 9, верхний пакер 8 гидромеханического действия с якорем гидравлическим 7 или механического действия с опорной установкой, и над ним третья скважинная камера 6 с циркуляционным клапаном и опрессовочным ниппелем. Датчики трубного и затрубного давления и температуры 9 и 13, расположенные над первой и второй скважинными камерами 15 и 11, соединяются последовательно между собой и блоком регистрации 1. Геофизический кабель 3 проходит через верхний и нижний пакеры 8, 12 и по всей длине крепится к НКТ 4 протекторами 5. На поверхности монтируется блок регистрации 1.
Перед спуском установки в скважину первая и вторая скважинные камеры 15 и 11 закрыты «глухими» пробками.
После спуска установки в скважину на проектную глубину с установленным на колонне насосно-компрессорных труб 4 оборудованием в вышеперечисленной последовательности устанавливают в эксплуатационной колонне нижний пакер 12 гидромеханического действия путем создания давления в колонне насосно-компрессорных труб 4 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте нижнего пакера 12 гидромеханического действия. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из первой скважинной камеры 15 под нижним пакером 12. Опрессовывают нижний пакер 12 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 2 или до давления начала поглощения жидкости, при этом наблюдают возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 4. Созданием давления в колонне насосно-компрессорных труб 4 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте верхнего пакера 8 гидромеханического действия устанавливают верхний пакер 8. Устанавливают канатным инструментом «глухую пробку» в первую скважинную камеру 15 под нижним пакером 12. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из второй скважинной камеры 11 под верхним пакером 8. Опрессовывают верхний пакер 8 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 2 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 4. Подгонку колонны насосно-компрессорных труб 4 для герметизации устья скважины проводят, имея в виду, что вес колонны насосно-компрессорных труб 4 на верхний пакер 8 гидромеханического действия опорной установки должен быть в пределах 12-15 т. Герметизируют устье скважины и кабельный ввод. В первую и вторую скважинные камеры 15 и 11 под нижним и верхним пакерами 12 и 8 канатным инструментом устанавливают калиброванные штуцера в зависимости от запланированных объемов закачки рабочего агента. Подачей рабочего агента на устье скважины приступают к его пробной закачке в верхний и нижний продуктивные пласты 10 и 14.
После проведения пробной закачки, зная давление и температуру в трубном и затрубном пространствах а также диаметр калиброванного штуцера определяют приемистость по отдельным продуктивным пластам 10 и 14. Если после определения приемистости появляется необходимость в корректировке объемов закачки рабочего агента по продуктивным пластам 10 и 14, то канатным инструментом проводят смену калиброванных штуцеров.
Настоящая полезная модель может найти применение в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где осуществляется добыча жидких и газообразных сред из скважин.