УСТРОЙСТВО ДЛЯ СОВМЕСТНО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ДВУХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ В НЕЗАВИСИМОМ РЕЖИМЕ
DEVICE FOR COMBINED AND SEPARATE OPERATION AND MAINTENANCE OF FORMATION PRESSURE IN TWO PRODUCTIVE FORMATIONS IN OFF-LINE MODE

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, в частности к технологии и технике одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной и может быть использовано при нагнетании жидкости в пласт с целью поддержания пластового давления.
Известно устройство для одновременно-раздельного нагнетания воды, включающее устьевую арматуру, две параллельные колонны насосно-компрессорных труб (нкт), направляющих воду в два пласта. Колонна нкт, служащая для нагнетания воды в нижний пласт, снабжена пакером, разделяющим полости эксплуатационной колонны, сообщающиеся с пластами. Каждая из колонн соединена с линией водовода, которая снабжена регулятором расхода и расходомером [1].
Недостатком данного устройства является сложность конструкции, предусматривающая применение двухколонной компоновки, обладающей высокой стоимостью и низкой надежностью. Превеноры, применяемые в ней, имеют сложную конструкцию. Кроме того, требуется использование дорогостоящего оборудования устья скважины, показатели надежности которого низкие.
Также известно устройство для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину. Оно включает устьевую арматуру с лубрикатором, одну колонну насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между пластами, фильтром, установленным выше пакера, и установленным под пакером седлом запорного элемента.
Недостатком данного устройства является невозможность точного распределения потока закачиваемой жидкости в каждый из пластов в условиях изменяющейся в процессе эксплуатации проницаемости пласта.
Цель изобретения - обеспечение раздельной подачи жидкости в каждый из двух пластов, а также упрощение капитального ремонта скважины после ухудшения приемистости пластов, например, в результате кальматации.
Технический результат, получаемый при использовании изобретения, заключается в обеспечении закачки в каждый пласт объема жидкости, обусловленного обеспечением требуемого режима вытеснения нефти из каждого пласта. В процессе эксплуатации свойства пластов изменяются и необходимо изменять отдельно давление и расход воды, направляемой в каждый пласт. Для очистки призабойной зоны необходимо периодически выполнять очистку призабойной зоны, повышать ее проницаемость, т.е. выполнять капитальный ремонт скважины. Эти операции следует выполнять отдельно для каждой скважины. В конечном счете реализация предложенного устройства обеспечит увеличение добычи нефти из каждого пласта и повышение коэффициента извлечения нефти.
Осуществление изобретения обеспечивается следующим образом.
На устье скважины располагается установленная на эксплуатационной колонне 1 нагнетательная арматура. Она включает тройник 2, с боковым отводом. Он служит для подачи нагнетаемой жидкости в верхний пласт 3. На верхнем фланце тройника установлена стволовая задвижка 4. На ней смонтирован герметизатор 5, через который пропущена колонна гибких труб 6. По ней подается жидкость в нижний пласт 7. Колонна гибких труб располагается во внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб 8. Внутренняя полость нкт соединена с боковым отводом тройника. В нижней части колонна нкт снабжена двумя пакерами 9 и 10, которые изолируют пространство скважины, связанное с верхним пластом, и отделяют верхний пласт от нижнего. В нижней части колонны нкт располагается герметизатор 11 колонны гибких труб. Через герметизатор пропущен патрубок 12, который удерживается фиксатором 13. В качестве патрубка может быть использован отрезок гибкой трубы. В нижней части патрубок снабжен обратным клапаном 14, а в верхней части - управляемым обратным клапаном 15 и разъединителем. Нижняя часть 16 разъединителя соединена с патрубком, а верхняя 17 - с колонной гибких труб. Управляемый обратный клапан находится в открытом положении, если верхняя и нижняя части разъединителя состыкованы. На колонне насосно-компрессорных труб между пакерами установлен циркуляционный клапан 18.
Устройство работает следующим образом.
При поддержании пластового давления вода с необходимым расходом подается по колонне гибких труб, пропущенных через задвижку 4 и через разъединитель, и открытый управляемый обратный клапан 15 попадает в патрубок 12. Далее, через обратный клапан 14 жидкость попадает во внутреннюю полость скважины и направляется в нижний пласт 7.
Второй независимый поток жидкости подается через боковой отвод тройника 2 и направляется вниз по кольцевому пространству между колонной гибких труб 6 и нкт 8. Через отверстия открытого циркуляционного клапана 18 жидкость попадает в полость эксплуатационной колонны 1, ограниченную сверху пакером 9, а снизу - пакером 10. Из полости эксплуатационной колонны жидкость направляется в верхний пласт 3.
При проведении подземного ремонта - химической обработке пластов, или проведении гидравлического разрыва пласта, т.е. при любом процессе, требующем нагнетнания в один пласт технологической жидкости с большим расходом, не требуется извлечение колонны нкт 8 и срыва пакеров 9 и 10.
Так, например, при необходимости подачи технологической жидкости в верхний пласт 3 колонна гибких труб 6 приподнимается, разъединитель при этом расстыковывается. При этом управляемый обратный клапан 15 закрывается и технологическая жидкость направляется и по кольцевому пространству между колонной гибких труб 6 и колонной нкт 8 и по внутренней полости гибких труб 6. При этом используется практически все внутреннее сечение колонны нкт. После выполнения работ по колонне гибких труб осуществляется промывка внутренней полости нкт, например от пропанта или остатков кислоты.
При обработке нижнего пласта 7 предварительно осуществляется подъем колонны гибких труб, спуск на ней инструмента для закрытия циркуляционного клапана. После этого колонна гибких труб спускается в скважину и состыковывается разъединителем с патрубком 12. Далее при подъеме колонны гибких труб патрубок приподнимается и извлекается из герметизатора 11. После этого становится возможным осуществлять подачу технологической жидкости как и в предыдущем случае и по кольцевому пространству и по колонне гибких труб в нижний пласт 7.
Таким образом, реализуется заявленный технический результат, заключающийся в обеспечении закачки в каждый пласт необходимого объема жидкости.