УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В НИЖНИЙ ПЛАСТ И ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ВЕРХНЕГО ПЛАСТА

Предложение относится к технике и технологии одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетанию жидкости в другой пласт скважины.
Известен способ закачки воды в нефтяной пласт (авторское свидетельство SU №283120, Е21В 43/00, опубл. БИ №31 от 06. 10.1970 г.), осуществляемый с помощью установки для закачки жидкости в пласт, содержащей пакер, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и емкость, сообщающиеся с электроцентробежным насосом.
Недостатками данной конструкции являются:
во-первых, водостойкая обмотка электродвигателя при заполнении статора водой обладает достаточной работоспособностью лишь при невысокой температуре воды, не более +25°С. Увеличение температуры воды до 35-40°С существенно сокращает срок службы обмотки двигателя, а при более высокой температуре двигатель теряет работоспособность;
во-вторых, электроцентробежный насос находится в водной среде под большим давлением, что ухудшает условия его эксплуатации, при этом растворенные соли разрушают кабель, сокращая срок его службы.
Вышеперечисленные причины снижают долговечность установки в целом, кроме того, с помощью такой установки невозможно закачивать в нефтяной пласт химически агрессивные реагенты, например кислоты (соляную, азотную и т.п.), при этом установка непрерывно закачивает жидкость в пласт практически без изменений давления нагнетания, что способствует возникновению в капиллярных отверстиях и щелях пласта слоя облитерации, постоянно снижающей приемистость скважины, порой до полного прекращения поглощения жидкости.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является установка для закачки жидкости в пласт (авторское свидетельство №729336, Е21В 43/00, 1986 г. опубл. БИ №15 от 25.04.1980 г.), содержащая пакер, колонну НКТ и емкость, сообщающуюся с насосом, при этом она снабжена установленными на колонне насосно-компрессорных труб нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера, причем верхняя полость колонны насосно-компрессорных труб и емкость частично заполнены маслом.
Недостатками данной конструкции устройства являются:
во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием нагнетательного и всасывающего клапанов, установленных в составе колонны труб, верхнего и нижнего датчиков уровня, емкости, станции управления для переключения направления вращения электродвигателя;
во-вторых, насос выполнен в поверхностном исполнении, и поэтому чем меньше пластовое давление и ниже находится водоносный пласт от поверхности, тем ниже эффективность его использования.
в-третьих, установка не позволяет производить одновременный отбор продукции из одного пласта и нагнетать жидкость в другой пласт скважины.
Технической задачей полезной модели является упрощение конструкции установки и повышение эффективности работы насоса с одновременным расширением функциональных возможностей установки за счет одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетанию жидкости в другой пласт скважины.
Указанная задача решается установкой для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта, содержащая колонну труб, пакер, установленный между пластами, насос, нагнетательный клапан.
Новым является то, что пакер размещен на нижнем конце колонны труб и выполнен в виде двухстороннего складывающегося эластичного рукава, поджимаемого снизу якорным узлом, телескопически размещенным на нижнем конце колонны труб с возможностью ограниченного осевого перемещения, причем якорный узел состоит из корпуса с конусом в верхней части, сужающимся сверху вниз, ниже которого на наружной поверхности корпуса выполнен замкнутый фигурный паз с продольными коротким и длинным участками, обоймы с пружинными центраторами и направляющим штифтом, который размещен в замкнутом фигурном пазе, причем на обойме по ее окружности установлены шлипсы, подпружиненные в радиальном направлении, при этом колонна труб выше верхнего пласта оснащена дополнительным пакером, выполненным в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей сверху вниз, причем в колонне труб выше верхнего пласта установлен распределитель потока с двумя сквозными каналами, один из которых вертикальный, а другой поворотный, при этом в колонне труб напротив верхнего пласта установлен полый шток, верхний конец которого размещен в сквозном поворотном канале, а нижний герметично вставлен в поперечную перегородку, выполненную в колонне труб между пластами, причем внутреннее пространство колонны труб сообщено вертикальным сквозным каналом распределителя потока и отверстиями, выполненными в колонне труб с верхним пластом, при этом заколонное пространство
колонны труб выше дополнительного пакера сообщено поворотным сквозным каналом распределителя потока, а также внутренними пространствами полого штока, нижнего конца колонны труб и корпуса якорного узла с нижним пластом, при этом нагнетательный клапан установлен на нижнем конце корпуса якорного узла.
На фигуре 1 схематично изображена установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта.
На фигуре 2 изображена развертка замкнутого фигурного паза.
Установка для закачки жидкости в нижний пласт 1 и добычи нефти из верхнего пласта 2 в скважине 3 содержит колонну труб 4 и пакер 5, установленный между нижним 1 и верхним 2 пластами.
Пакер 5 размещен на нижнем конце колонны труб 4 и выполнен в виде двухстороннего складывающегося эластичного рукава, поджимаемого снизу якорным узлом 6, телескопически размещенным на нижнем конце колонны труб 4 с возможностью ограниченного осевого перемещения.
Якорный узел 6 состоит из корпуса 7 с конусом 8 в верхней части, сужающимся сверху вниз. Ниже конуса 8 на наружной поверхности корпуса 7 выполнен замкнутый фигурный паз 9 с продольными коротким 10 и длинным 11 участками, обоймы 12 с пружинными центраторами 13 и направляющим штифтом 14, который размещен в замкнутом фигурном пазе 9, причем на обойме 12 по ее окружности установлены шлипсы 15, подпружиненные в радиальном направлении пружинными пластинами 16.
Снаружи колонна труб 4 выше верхнего пласта 2 оснащена дополнительным пакером 17, выполненным в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей сверху вниз. Внутри колонна труб 4 выше верхнего пласта 2 снабжена распределителем потока 18 с двумя сквозными каналами, один из которых вертикальный 19, а другой поворотный 20. Внутри колонны труб 4 напротив верхнего пласта установлен полый шток 21, верхний конец которого размещен в сквозном поворотном канале 20, а нижний герметично вставлен в поперечную перегородку 22, выполненную в колонне труб 4 между нижним 1 и верхним 2 пластами.
Внутреннее пространство 23 колонны труб 4 сообщено вертикальным сквозным каналом 19 распределителя потока 18 и отверстиями 24, выполненными в колоне труб 4 с верхним пластом 2, а заколонное пространство 25 колонны труб 4 выше дополнительного пакера 6 сообщено поворотным сквозным каналом 20 распределителя потока 18 и внутренними пространствами полого штока 10, нижнего конца колонны труб 4 и корпуса 7 якорного узла 9 с нижним пластом 1.
На нижнем конце корпуса 9 якорного узла 7 установлен нагнетательный клапан 26.
Установка работает следующим образом.
Перед спуском установки в скважину 3 (см. фиг.2) устанавливают направляющий штифт 14 в продольный короткий участок 10 замкнутого фигурного паза 9 - транспортное положение.
После этого установку на колонне труб 4 (см. фиг.1) спускают в скважину 3 в заданный интервал так, чтобы пакер 5 находился между нижним 1 и верхним 2 пластами, а дополнительный пакер 6 находился выше верхнего пласта 2, при этом установка посредством пружинных центраторов 13, установленных на обойме 12, центрируется относительно оси скважины 3.
Достигнув заданного интервала установку посредством колонны труб 4 с устья скважины приподнимают на 1 метр и опускают, при этом направляющий штифт 14 перемещается сначала (при подъеме) из верхней части короткого участка 10 (см. фиг.2) в нижнюю часть длинного участка 11, а оттуда (при спуске) направляющий штифт 14 перемещается из нижней в верхнюю часть длинного участка 11 замкнутого фигурного паза 9.
В результате обойма 12 (см. фиг.1), оснащенная пружинными центраторами 13 и шлипсами 15, подпружиненными в радиальном направлении посредством пружинных пластин 16, остаются на месте, а все остальные детали установки совершают осевое возвратно-поступательное движение, при этом в процесс движения установки вниз конус 8 корпуса 7 вступает во взаимодействие со шлипсами 15, которые прижимаются к внутренней стенке скважины 3, жестко фиксируя установку в рабочем положении.
Далее разгрузку колонны труб 4 продолжают на якорный узел 6, при этом колонна труб 4 ограниченно опускается вниз относительно якорного узла 6 (см. фиг.) до упора в торец 27 корпуса 7. В результате пакер 5, выполненный в виде двухстороннего складывающегося эластичного рукава, герметично прижимается к внутренним стенкам скважины 3.
Далее в колонну труб 4 спускают насос любой известной конструкции, например, вставной глубинный штанговый насос (на фиг. не показано), после чего обвязывают на устье скважины 3 верхний конец колонны труб 4 с выкидной линией (на фиг. не показано), а заколонное пространство 25 на устье скважины 3 соединяют с нагнетательной линией (на фиг. не показано).
После чего запускают установку в работу. В процессе работы установки нефть из верхнего пласта 2 через отверстия 24 попадает внутрь колонны труб 4 выше поперечной перегородки 22, откуда сквозь вертикальный сквозной канал 19 распределителя потока 18 поступает во внутреннее пространство 23, где попадает на прием насоса, который
откачивает нефть в выкидную линию на устье скважины 3. Таким образом, происходит процесс добычи нефти из верхнего пласта 2.
Одновременно с этим происходит закачка жидкости (например, сточной воды) в нижний пласт 1 скважины 3 по нагнетательной линии (на фиг. не показано) с устья скважины 3 в заколонное пространство 25 колонны труб 4, по которой закачиваемая жидкость, достигнув дополнительного пакера 6, попадает в поворотный сквозной канал 20 распределителя потока 18 и далее поступает во внутренние пространства полого штока, нижнего конца колонны труб 4 и корпуса 7 якорного узла 9, отжав вниз пружину 28 нагнетательного клапана 26 попадает в межколонное пространство 29, по мере заполнения которого жидкость поступает в нижний пласт 1 (в зависимости от его приемистости и установленного давления нагнетания).
Кроме того, чем выше давление закачки жидкости, тем сильнее к внутренним стенкам скважины 3 прижимается дополнительный пакер 6, выполненный в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей сверху вниз.
В процессе работы установки пакер 5, выполненный в виде двухстороннего складывающегося эластичного рукава, герметично прижат к внутренним стенкам скважины 3 и исключает перетоки жидкости как сверху, так и снизу.
В период остановки устройства нагнетательный клапан 26 закрывается, что позволяет исключить влияние избыточного давления нижнего пласта 1 на внутренние стенки скважины 3.
Предлагаемая установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта имеет простую конструкцию, кроме того, насос глубинного исполнения устанавливается непосредственно в интервале нефтеносного пласта скважины, что позволяет повысить эффективность его работы, а возможность одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетанию жидкости в другой пласт скважины позволяет расширить функциональные возможности установки.