ТРЕХПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ РАБОЧЕГО АГЕНТА В ТРИ ПЛАСТА

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для закачки технологических жидкостей в три пласта скважины одновременно или в каждый из пластов в любой последовательности за одну спуско-подъемную операцию.
Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащее секции, выполненные с отверстиями напротив каждого из продуктивных пластов, снабженными обратными клапанами, и герметично разделенные пакерами, RU №65127 U1, Е21В 43/14, 2007.07.27; RU №64687 U1, E21B 43/14, 2007.07.10; RU №64279 U1, E21B 43/14, 2007.06.27.
Известна скважинная установка для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, содержащая колонну труб с несколькими пакерами, спущенными и установленными в скважину, оснащенными скважинными камерами и/или ниппелями, RU №2262586 С2, Е21В 43/12, Е21В 34/06, 2005.10.20; RU №2313659 C1, E21B 43/14, 2007.12.27; RU №2253009 C1, E21B 43/14, 2005.05.27; RU №2211311 С2, E21B 43/14, 2003.08.27.
Известна трехпакерная установка для одновременно - раздельной закачки рабочего агента в три пласта, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее нижний и средний пакеры, механически устанавливаемые, верхний пакер, ниппель с запорным элементом, расположенный над верхним пакером, и посадочное устройство с запорным элементом, RU №2208128 C1, E21B 33/12, 2003.07.10.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
Однако оно обладает недостатками.
В установке «ближайшего аналога» применены пакеры с одинаковой схемой установки - осевая с разгрузкой колонны труб (инструмента) на пакер, а также с одной схемой срыва - осевой натяг пакера инструментом, что делает все три пакера зависимыми от тепловых деформаций труб, находящихся между ними.
В процессе запакеровки пакеров температура заглушенной скважины определенная. При закачке рабочего агента зимой лифтовая колонна труб будет сжиматься, но она может компенсировать деформацию сжатия тем, что была разгружена на голову верхнего пакера, но сжатие труб между верхним пакером и средним, между средним и нижним ничем не компенсируется. Нижний пакер будет распакерован натяжением труб находящихся между ним и средним пакером, и т.д. Кроме этого, схема установки пакера с разгрузкой
инструмента на него предполагает, что это нижний пакер, пакер, который держит давление сверху вниз, в связи с тем, что механический якорь находится у него под уплотнителем. В этом случае подача жидкости между пакерами производится не должна потому, что второй пакер будет работать неверно - на подъем уплотнителя с механического якоря и подъем трубы поджимающей ее. Это может привести к разгерметизации пакеров.
Установка скважинных камер в устройстве сразу определяет малое проходное отверстие в клапанах, устанавливаемых в них. Для этого в установке «ближайшего аналога» скважинная камера дублируется второй камерой, что снижает надежность работы установки и увеличивает трудоемкость работы с ней.
Проведение запакеровки разгрузкой инструмента, которая не снимается после пакеровки, требует установку центраторов для обеспечения устойчивости труб между пакерами.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию установки, повысить надежность установки и съема пакеров и эффективность работы с рабочим агентом.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование,
включающее нижний с осевой установкой и средний с опорной установкой пакеры, механически устанавливаемые, верхний пакер, ниппель с запорным элементом, расположенный над верхним пакером, и посадочное устройство с запорным элементом.
Верхний пакер, гидравлически устанавливаемый, средний и нижний пакеры выполнены двустороннего действия, имеющие индивидуальную схему установки и подъема и возможность независимого размещения в установленном месте эксплуатационной колонны, на колонне насосно-компрессорных труб между нижним и средним пакерами и средним и верхним пакерами дополнительно размещены, по крайней мере, по одному циркуляционному клапану с возможностями управления ими при помощи канатной техники и установки штуцерных вставок, и между циркуляционными клапанами под и над средним пакером дополнительно размещены, по крайней мере, по одному механическому тепловому компенсатору, а также на колонне насосно-компрессорных труб над ниппелем размещен струйный насос с возможностью установки в него депрессионной, нагнетательной и добычной вставок и под нижним пакером размещен непроходной ниппель с возможностью установки в него глухой пробки или штуцерной вставки, при этом нижний и средний пакеры имеют возможности подъема из скважины только после вращения колонны насосно-компрессорных труб, а верхний пакер - с осевым съемом вверх при срезе
силовых штифтов после натяга колонны насосно-компрессорных труб с учетом регламентированного усилия для него.
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».
Сущность полезной модели поясняется чертежом, где изображена схема трехпакерной установки.
Установка содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб 1 оборудование.
Оборудование содержит:
Верхний пакер - 2.
Средний пакер - 3.
Нижний пакер - 4.
Ниппель проходного типа с запорным элементом (над верхним пакером 2) - 5.
Воронку с шаром - 6.
Циркуляционный клапан (между нижним 4 и средним 3 пакерами) - 7.
Циркуляционный клапан (между средним 3 и верхним 2 пакерами) - 8.
Механический тепловой компенсатор (между циркуляционным клапаном 7 и средним пакером 3) - 9.
Механический тепловой компенсатор (между средним пакером 3 и циркуляционным клапаном 8) - 10.
Струйный насос (над ниппелем 6) - 11.
Непроходной ниппель (под нижним пакером 4) - 12.
Оборудование установки включает верхний 2 средний 3 и нижний 4 пакеры, ниппель проходного типа 5 с запорным элементом, воронку 6 с шаром, циркуляционные клапаны 7 и 8, механические тепловые компенсаторы 9 и 10, струйный насос 11 и непроходной ниппель 12.
Верхний пакера 2 выполнен с гидравлической установкой и осевым съемом вверх после среза силовых штифтов.
Средний пакер 3 выполнен механического действия с опорной установкой и поворотно-осевым съемом.
Нижний пакера 4 выполнен механического действия с поворотно-осевой установкой и съемом.
Верхний 2, средний 3 и нижний 4 пакеры выполнены двустороннего действия.
Каждый из пакеров 2, 3 и 4 имеют индивидуальную схему установки и подъема.
Каждый из пакеров 2, 3 и 4 могут быть независимо размещены в установленном месте эксплуатационной колонны.
Нижний 4 и средний 3 пакеры имеют возможности подъема из скважины только после вращения колонны насосно-компрессорных труб 1, а верхний пакер 2 - после натяга колонны насосно-компрессорных труб 1 с учетом регламентированного усилия для него.
Ниппель 5 с запорным элементом выполнен проходного типа с возможностью установки в него обратного клапана.
Посадочное устройство с запорным элементом выполнено в виде воронки 6 с шариком.
На колонне насосно-компрессорных труб 1 между нижним 4 и средним 3 пакерами и средним 3 и верхним 2 пакерами дополнительно размещены по одному циркуляционному клапану 7 и 8, соответственно. Циркуляционные клапаны 7 и 8 управляются с устья скважины при помощи канатной техники. Циркуляционные клапаны 7 и 8 имеют возможность установки в них штуцерных вставок.
На колонне насосно-компрессорных труб 1 между циркуляционными клапанами 7 и 8 и под и над средним пакером 3 дополнительно размещены по одному механическому тепловому компенсатору 9 и 10, соответственно.
На колонне насосно-компрессорных труб 1 над ниппелем 5 размещен струйный насос 11, в который можно устанавливать депрессионную, добычную или нагнетательную вставки (не показаны).
На колонне насосно-компрессорных труб 1 под нижним пакером 4 размещен непроходной ниппель 12, в который можно устанавливать глухую пробку иди штуцерную вставку.
Трехпакерную установку спускают в эксплуатационную колонну на колонне насосно-компрессорных труб 1 без шарика.
После спуска установки в скважину на проектную глубину в ниппель 5 с помощью канатной техникой устанавливают обратный клапан, а в струйный насос 11 добычную вставку, а затем спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб 1 необходимым давлением жидкости, проверяя ее герметичность. Извлекают клапан из ниппеля 5.
1
4
Устанавливают в эксплуатационной колонне нижний пакер 4, для чего производят вращение колонны наcосно-компрессорных труб 1 вправо на / оборота, а затем приспускают колонну насосно-компрессорных труб 1 с разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте нижнего пакера 4, но не превышающей величину необходимую для установки среднего пакера 3. Происходит посадка и запакеровка нижнего пакера 4.
По затрубному пространству давлением жидкости проверяют герметичность посадки нижнего пакера 4, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 1.
Вновь спускают колонну насосно-компрессорных труб 1, пока весовая нагрузка не превысит нагрузку среза штифтов (не показаны) в среднем пакере 3, произойдет запакеровка среднего пакера 3.
С устья канатной техникой переключают циркуляционный клапан 8 в открытое положение и проверяют герметичность давлением жидкости по затрубью. Закрывают циркуляционный клапан 8, бросают шарик в колонну насосно-компрессорных труб 1 и подают в нее жидкость под давлением, указанным в паспорте на верхний пакер 2. Происходит посадка и запакеровка пакера 2.
Увеличивают давление жидкости до величины указанной в паспорте на установку, пока шарик не вылетит из воронки 6 на забой. Запакеровку верхнего пакера 2 можно производить с использованием непроходного ниппеля 12 с установленной в нем пробкой, но в этом случае потребуется канатная техника. Производят проверку герметичности установки верхнего пакера 2 открытием циркуляционного клапана 8 и подачей жидкости в затрубье.
Спускают канатной техникой пробку в непроходной ниппель 12.
Установка готова к работе.
В струйном насоси 11 меняют канатной техникой добычную вставку на нагнетательную вставку, и нагнетают по трубам рабочий агент в верхний пласт. При необходимости закачки агента во все пласты одновременно
предварительно открывают циркуляционные клапаны 7 и 8, а также снимают пробку из непроходного ниппеля 12.
Для изменения расхода или давления при закачке агента в несколько пластов в циркуляционные клапаны 7, 8 и пробку непроходного ниппеля 12 устанавливают штуцерные вставки с подобранным отверстием штуцера.
После обработки пластов рабочим агентом, например кислотой, продукты распада выбираются из пластов при помощи струйного насоса 11. Для чего нагнетательная вставка в струйном насосе 11 извлекается, а на ее место устанавливают депрессионную вставку. Открывают один из циркуляционных клапанов 7 или 8, или снимают пробку из непроходного ниппеля 12 и подают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб 1 в струйный насос 11, который создает депрессию на пласт.
Продукты распада с пластовой жидкостью поступают в струйный насос 11 и с помощью него по затрубью (вместе с жидкостью подаваемой в колонну насосно-компрессорных труб 1) извлекаются из скважины.
В процессе закачки реагента, особенно зимой, с целью исключения воздействия деформации труб на пакеры 4, 3, 2, возникающей от разницы температур жидкости в скважине и закачиваемого рабочего агента, между пакерами 4 и 3, 3 и 2 установлены два механических тепловых компенсатора 9 и 10.
Подъем устройства производится следующим образом.
1
4
Из непроходного ниппеля 12 поднимают канатной техникой глухую пробку. Поворачивают колонну насосно-компрессорных труб 1 на / оборота вправо и поднимают их. При усилии, необходимом для среза стопорных штифтов на верхнем пакере 2 (указанном в паспорте) и регулируемым количеством установленных штифтов, происходит срыв верхнего пакера 2, за ним срыв среднего пакера 3 и срыв нижнего пакера 4 - последовательно, при этом используется ход механических тепловых компенсаторов 9 и 10.
Трехпакерная установка осуществляет закачку технологических жидкостей в три пласта скважины одновременно или в каждый пласт в любой последовательности за одну спуско-подъемную операцию, что увеличивает надежность и безопасность ее работы.
Верхний 2, средний 3 и нижний 4 пакеры имеют различную схему установки и съема, блокирующую срыв их при осевой нагрузке вниз или вверх, и выполнены двустороннего действия, позволяющего оставаться в скважине независимо, даже если колонна насосно-компрессорных труб 1 будет извлечена из скважины, гарантирующего надежную, самостоятельную работу пакеров 2, 3 и 4 при подаче давления рабочего агента, как над ними, так и под них, что позволяет обеспечить надежную эксплуатацию установки.
Выполнение верхнего 2, среднего 3 и нижнего 4 пакеров с индивидуальной схемой установки и подъема и с возможностью
независимого размещения в установленном месте эксплуатационной колонны повышает надежность установки и съема пакеров.
1
1
4
4
Установка нижнего пакера 4 поворотом колонны насосно-компрессорных труб 1 на /, и затем разгрузкой ее, а срыв нижнего пакера 4 - поворотом колонны насосно-компрессорных труб 1 вправо на / и натяжением ее (без поворота колонны насосно-компрессорных труб 1 срыв невозможен) повышает надежность установки и съема нижнего пакера 4.
1
4
Установка среднего пакера 3 путем среза штифтов только при определенном осевом усилии за счет опоры на нижний пакер 4, но при самостоятельном удерживании нагрузки и вниз, и в верх (двусторонний), а срыв среднего пакера 3 - поворотом колонны насосно-компрессорных труб 1 на / оборота и натяжением ее (без поворота колонны насосно-компрессорных труб 1 срыв невозможен) повышает надежность установки и съема среднего пакера 3.
Установка верхнего пакера 2 гидравлическим давлением, а срыв его - только натяжением колонны насосно-компрессорных труб 1 при определенном усилии срезания штифтов в нем повышает надежность установки и съема верхнего пакера 2.
Установка тепловых компенсаторов 9 и 10 снижает влияние температурной деформации труб 1 на работу пакеров 2, 3 и 4, что повышает надежность работы установки и устраняет применение центраторов.
Установка циркуляционных клапанов 7 и 8 увеличивает диапазон производительности при закачке рабочего агента в пласты, что повышает эффективность работы с рабочим агентом.
Установка струйного насоса 11 обеспечивает быструю и надежную эвакуацию продуктов распада из пластов после их обработки и быстрый вызов притока в установке, что повышает надежность выполнения работ с установкой и эффективность работы с рабочим агентом.
В предложенной трехпакерной установке использовано оборудование широко применяемое в нефтегазовой промышленности, а проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».