УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для одновременно - раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых газовый, а нижний нефтяной.
Известно устройство для эксплуатации двух пластов по двум колоннам подъемных труб, спущенным в скважину параллельно. Пласты разделяют между собой с помощью пакера. Эксплуатация каждого пласта возможна любым известным способом (см. книгу «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», авторов П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьева, изд-во «Недра», М., 1971, стр. 227, патент РФ на Полезную модель №114719, E21B 43/14 от 05.12.2011).
Однако известный способ сопряжен с большими трудностями, так как требуется увеличенный диаметр эксплуатационной колонны.
Наиболее близким по технической сущности, выбранным авторами за прототип, является устройство для одновременно - раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб, на которых спущен разделяющий пласты пакер с герметичным кабельным вводом и погружной электроцентробежный насос с разъединяющим устройством, причем насос размещен в подпакерном пространстве, а выше пакера расположен штанговый насос и размещен в кожухе. Продукция нижнего и верхнего продуктивных пластов поднимается раздельно к устью скважины (см. патент РФ №2427705 от 24.05.2010, МПК: E21B 43/14).
Однако известное устройство предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов.
Техническим результатом достигаемым предлагаемой полезной моделью является обеспечение одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов, нижний из которых является нефтяным, а верхний - газовым, с раздельным подъемом продукции на поверхность.
Указанный технический результат достигается предлагаемым устройством для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающим колонну внешних насосно-компрессорных труб, на которых спущен разделяющий пласты пакер с герметичным кабельным вводом и погружной электроцентробежный насос с разъединяющим устройством, причем насос размещен в подпакерном пространстве. В предлагаемом устройстве в надпакерном пространстве в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб выполнены отверстия, располагаемые ниже подошвы верхнего газового пласта, а выше кровли газового пласта в этих же насосно-компрессорных трубах установлен обратный клапан, при этом во внешние насосно-компрессорные трубы спускают внутренние коаксиально расположенные насосно-компрессорные трубы и соединяют их с погружным электроцентробежным насосом с помощью разъединяющего устройства, причем на наружной поверхности внутренних насосно-компрессорных труб закреплен греющий кабель, спускаемый до уровня отверстий в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб.
Сущность предлагаемой полезной модели поясняется схемой устройства для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний их которых газоносный, а нижний нефтяной.
Устройство включает в себя внутрискважинное оборудование и устьевое оборудование:
- электропогружную установку (ЭПУ) с расчетной производительностью, включающую погружной электроцентробежный насос (ЭЦН), погружной электродвигатель (ПЭД), термоманометрическую систему (ТМС) для измерения, регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений работы погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с гидрозащитой, диспергатором и системой отвода свободного газа из под пакерной зоны, например струйно-эжекторной системой;
- пакер с герметичным кабельным вводом;
- двухрядную конструкцию, коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб, внутренние из которых служат для подъема продукции из нижнего нефтяного пласта, а внешние для подъема продукции из верхнего газового пласта по кольцевому пространству;
- две крестовины с двумя план-шайбами для обеспечения подвески двух коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ). Диаметр НКТ определяется внутренним диаметром эксплуатационной колонны, инклинометрией и обеспечением необходимого дебита продукции.
Монтаж оборудования осуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации и производят следующим образом.
ЭПУ 1 с расчетной производительностью, оборудованную ТМС, диспергатором (на схеме не показаны), системой отвода свободного газа 2 из под пакерной зоны 3, например струйно-эжекторной системой и сбивным клапаном 4, установленным выше системы отвода свободного газа 2, пакер 6 с герметичным кабельным вводом спускают и устанавливают на расчетную глубину на НКТ 5. Пакер 6 устанавливают выше кровли нефтяного пласта 7. НКТ 5 соединяют с план-шайбой 8 крестовины 9, оборудованной кабельным вводом, например вертикальным, и герметизируют затрубное надпакерное пространство 10. В надпакерном пространстве в нижней секции внешней колонны НКТ 5 выполнены отверстия 11, располагаемые ниже подошвы верхнего газового пласта 12. Отверстия 11 предназначены для проведения технологических операций, например освоения газового пласта, его глушения, а так же удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата и т.д. Месторасположение отверстий определяют расчетным путем в каждом конкретном случае. Колонну внешних НКТ 5, также оборудуют обратным клапаном 13, расположенным выше кровли верхнего газового пласта 12, который предназначен для отбора продукции газового пласта. В зависимости от глубины залегания газового пласта может быть установлен один или несколько обратных клапанов 13. Вместо обратных клапанов 13 могут быть использованы, например газлифтные клапаны, пусковые муфты и т.д.
Далее на планшайбу 8 крестовины 9 устанавливают крестовину 14 и спускают во внешние НКТ 5 совместно с греющим кабелем 15 коаксиально расположенные внутренние НКТ 16, образующие кольцевое пространство 17. Внутренние НКТ 16 соединяют с погружным электроцентробежным насосом ЭПУ 1 с помощью разъединяющего устройства 18, например инструмента посадочного механического (ИПМ). Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 16. Далее с помощью подгоночных патрубков подбирают длину НКТ 16 и закрывают план-шайбу 19 крестовины 14, оборудованную вертикальным кабельным вводом для греющего кабеля. Греющий кабель 15 предназначен для предотвращения асфальсмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 16 и ликвидации возможных гидратных отложений в кольцевом пространстве 17. Греющий кабель спускают до уровня отверстий 11 НКТ 5. Устьевое оборудование соединяют соответственно с выкидной линией 20 для обеспечения сбора продукции нефтяного пласта 7 и газовым шлейфом 21 для сбора продукции верхнего газового пласта 12. Выкидная линия 20 и шлейф 21 соединены между собой перемычкой 22. Все линии и устьевое оборудование снабжены соответствующей запорной арматурой. Обвязка устья позволяет производить раздельный учет добываемой продукции: по выкидной линии отбирается жидкость из нижнего нефтяного пласта и поступает на замерное устройство 23, а по газовому шлейфу 21 поступает продукция из верхнего газового пласта и замеряется замерным устройством 24. Выкидная линия 20 и шлейф 21 оборудованы пробоотборными устройствами (на схеме не показаны). Газовый шлейф соединен метанольной линией 25 с дозирующим устройством (на схеме не показано). Обвязка устьевого оборудования позволяет подавать метанол для ликвидации гидратных отложений как в шлейф 21, так и в кольцевое пространство 17 и в затрубное пространство 10.
Предлагаемая полезная модель может быть использована для эксплуатации нефтяного и газового объектов Южно-Шапкинкого нефтегазового месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе. Нижняя залежь месторождения характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь как чисто газовая.
В скважину спускают внешние НКТ 5, например диаметром 114 мм совместно с пакером для разделения нефтяного и газового пластов и ЭПУ 1. Пакер, например типа П-ЭГМ с герметичным кабельным вводом соединяют с НКТ 5 жестким резьбовым соединением и устанавливают выше интервала перфорации нижнего нефтяного пласта на 50-70 м. Колонну НКТ 5 диаметром 114 мм оборудуют обратным клапаном 13, расположенным выше газового пласта примерно на расстоянии 50-100 м. Далее в скважину спускают совместно с греющим кабелем коаксиально расположенные внутренние НКТ 16 диаметром 73 мм и соединяют их с погружным электроцентробежным насосом ЭПУ 1 через ответный узел разъединяющего устройства 18, спущенного совместно с пакером 6. В качестве греющего кабеля может быть использован, например кабель АСЛН1. Для контроля работы ЭЦН может быть использована термоманометрическая система, например ТМС-Новомет, регистрирующая показатели работы ЭЦН.
Освоение пластов скважины:
I. Газовый пласт.
3
1. В кольцевое пространство 17, коаксиально расположенных НКТ 5 (диаметром 114 мм) и НКТ 16 (диаметром 73 мм) подают легкую нефть с центральной перекачивающей станции (ЦПС) Южно-Шапкинского месторождения, имеющую плотность при 20°C в диапазоне 836-847 г/см, с выходом в затрубное пространство 10 через отверстия 11 НКТ 5, установленной ниже подошвы газового пласта 12 для вытеснения жидкости глушения через затрубную задвижку крестовины 8 в дренажную емкость или выкидную линию 20. Замена жидкости глушения на легкую нефть создаст депрессию на кровле пласта (при глубине 1500 м и Pпл=16,0 МПа) 3,5 МПа. Возможен вариант применения вместо легкой нефти пенных систем, имеющих гораздо меньшую плотность.
2. В случае недостаточности депрессии для запуска газового пласта в работу используют обратный клапан 13. В этом случае в затрубное пространство 10 подают инертный газ, например азот от компрессора с азотной приставкой, или попутно добываемый газ по дополнительной газовой линии (на схеме не указана) с давлением, обеспечивающим оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве 10 и поступления ее в кольцевое пространство 17. При этом за счет энергии расширения газа нефть из кольцевого пространства отводится через перемычку 22 в выкидную линию 20 для исключения выхода из строя замерного устройства 24. Это позволит увеличить депрессию на газовый пласт и запустить его в работу.
II. Нефтяной пласт.
Освоение нефтяного пласта и вывод ЭПУ на технологических режим выполняют по классической схеме.
Работа оборудования.
После снижения давления в затрубном и кольцевом пространствах газовый пласт отрабатывают в выкидную линию 20 совместно с нижним нефтяным пластом. При этом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 10. После того как пласт заработает газом, поток переводят на газовый шлейф 21. Нефть из пласта 7 отбирают с помощью ЭЦН и подают по выкидной линии 20. Учет продукции ведут с помощью замерных устройств 23 и 24. Обводненность продукции контролируют по отобранным пробам или с помощью поточных влагомеров. Осложнения и мероприятия по предупреждению осложнений.
Основным осложнением является возможность гидратообразования в затрубном, кольцевом пространствах и по линии газового шлейфа. Процесс образования гидратов в первую очередь зависит от физико-химических характеристик газа и его компонентного состава. Вероятность гидратообразования увеличивается с повышением давления и понижением температуры.
Для предупреждения и борьбы с возможным гидратообразованием предусмотрена возможность подачи метанола через метанольную линию 25 в затрубное, кольцевое пространства и в газовый шлейф, а также предусмотрена установка в кольцевом пространстве греющего кабеля 15, работа которого гарантированно обеспечит циркуляцию продукции в кольцевом и затрубном пространствах. Восходящий поток нефти по НКТ 16 так же обеспечит свой температурный фон по длине лифта. Работа греющего кабеля в зависимости от осложнений может быть осуществлена как в периодическом, так и постоянном режиме.
3
Другим осложнением являются асфальсмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 16. Нефть Южно-Шапкинского месторождения легкая с плотностью 845 кг/м, малопарафинистая - до 3,06%, смолистая - до 7%. Содержание асфальтенов до 1%. Поэтому основным мероприятием по предотвращению АСПО является установка греющего кабеля и механическая очистка внутренних стенок НКТ 16.
Еще одним осложнением является скопление жидкости на забое газового пласта. Основным мероприятием по предотвращению данного осложнения является «продувка» через отверстия 11, например инертным газом или газом соседней скважины
Демонтаж оборудования.
1. Глушение скважины:
1.1. По кольцевому пространству 17 через отверстия 11 в затрубное пространство 10 закачивают жидкость глушения с плотностью, обеспечивающей глушение верхнего газового пласта.
1.2. Сбивают клапан 4, установленный над системой отвода газа 2, и закачкой через НКТ 16 в подпакерную зону 3 продавливают жидкость глушения в нефтяной пласт. После выравнивания давлений в скважине, снижают давления во всех пространствах скважины до атмосферного.
2. Отсоединяют внутренние НКТ 16 от ЭПУ 1 с помощью разъединяющего устройства 18 и поднимают НКТ 16 вместе с греющим кабелем 15.
3. Осуществляют срыв пакера и поднимают ЭПУ на НКТ 5 на поверхность.
Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газового пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и раздельным замером дебитов.