СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ИЛИ ПООЧЕРЕДНОЙ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИСКВАЖИННОГО РАЗЪЕМНОГО БЛОКА "МОКРЫЙ КОНТАКТ"
METHOD OF SIMULTANEOUS SEPARATE OR SEQUENTIAL PRODUCTION OF FORMATION FLUID IN WELLS OF MULTILAYER FIELDS WITH USE OF DOWNHOLE DISCONNECTABLE WET CONTACT UNIT

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и пропластков скважин многопластовых месторождений, а также для управления «интеллектуальными скважинами».
Известна интеллектуальная внутрискважинная клапанная система (аналог) для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов [1]. Патент РФ №2320850, Е21В 43/14. (43) Дата публикации заявки: 2005.09.20. (45) Опубликовано 2008.03.27.
Система содержит связывающую ствол скважины с поверхностью земли колонну труб, установленную в обсадной колонне, пересекающей несколько продуктивных пластов или пропластков, перфорированной в зонах пересечений. На колонне труб на разных уровнях расположены приводные золотниковые запорные устройства и трубчатые элементы разного диаметра. Каждое приводное запорное устройство содержит снабженный радиальными отверстиями трубчатый корпус, концентрично установленный в нем и снабженный кольцевидными уплотнительными элементами золотниковый затвор и гидравлический или пневматический исполнительный механизм объемного действия, который связан трубчатой линией управления с наземным блоком регулирования и контроля давления. Нижним концом каждый трубчатый элемент соединен с пакером, расположенным над или под перфорированным участком обсадной колонны. Каждый пакер снабжен трубчатым корпусом и концентрично закрепленным на нем уплотнительным элементом. Посредством приводных золотниковых запорных устройств и образованных находящимися друг в друге трубчатыми элементами соответствующих межтрубных кольцевых полостей каждый продуктивный пласт (пропласток) раздельно сообщается с общей колонной труб. При этом управление и наблюдение за работой системы осуществляется посредством приводных золотниковых запорных устройств и сводится к переключению и слежению за работой связанных с ними соответствующих блоков контроля и регулирования давления.
Недостатками известной интеллектуальной внутрискважинной клапанной системы являются сложность конструкции и ограниченная область применения ввиду неприспособленности для использования в более продуктивных скважинах и извлечение скважинного насоса вместе с пакерной системой для профилактики и ремонта. Кроме того, данная система не позволяет решить техническую проблему по спуску на насосном оборудовании многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования.
Известна система скважинная, извлекаемая (аналог) для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов [2]. Патент РФ №2389868 С1. Дата публикации заявки: 26.12.2008. Опубликовано 20.05.2010.
Система содержит обсадную колонну, герметичность стенок которой нарушена отверстиями, выполненными на участках пересечения с пластами-пропластками, пакеры, каждый из которых снабжен трубчатым корпусом с концентрично закрепленным на нем уплотнительным элементом и связан с другим пакером, в паре с которым он ограничивает один из перфорированных участков обсадной трубы, колонну труб и соединенные ею с поверхностью земли приводные запорные устройства, каждое из которых расположено напротив одного из перфорированных участков обсадной трубы, содержит закрепленный на последней и снабженный радиальными отверстиями трубчатый корпус, внутри которого концентрично установлен трубчатый затвор в виде трубчатого элемента с концентрично закрепленными на нем кольцевидными уплотнительными элементами и исполнительный механизм объемного действия, связанный трубчатой линией управления с наземным блоком регулирования и контроля давления. При этом у каждого приводного запорного устройства уплотнительные элементы трубчатого затвора имеют вид указанной пары пакеров и их корпусы герметично соединены между собой посредством указанного трубчатого элемента.
При этом каждый пакер снабжен надувным уплотнительным элементом, который через соответствующую линию управления в качестве указанного исполнительного механизма объемного действия связан с соответствующим блоком регулирования и контроля давления.
Недостатками известной системы скважинной, извлекаемой являются невозможность осуществлять профилактику и ремонт насосного оборудования без извлечения пакерного оборудования, отсутствие контроля параметров работы пластов и управления потоком флюида на основании полученных данных.
Известен способ (аналог) одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин [3] (Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г.), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб, оснащенной между пластами пакером и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб регулирующим устройством с измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. При этом один из вариантов регулирующего устройства выполняют в виде электрического или электромагнитного клапана с запорным элементом, а степенью его открытия управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала через кабель. Для реализации этого способа с помощью насоса предложена схема с кожухом, во внутреннюю полость которого через регулирующее устройство направляется поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта.
Недостатками данной компоновки являются ограниченная область применения способа из-за увеличения диаметра компоновки за счет кожуха и невозможности спуска в колонны малого диаметра при применении погружных электродвигателей требуемой мощности.
Известен способ добычи флюида (прототип) из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты). [4]. Патент РФ 2385409 С2. Дата публикации заявки: 13.05.2008. Опубликовано 27.03.2010.
Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб, оснащенной по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного объекта, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Электрический клапан электромагнитного или электромеханического действия электрически соединяют или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с кабелем. Кроме того, его соединяют механически, жестко или нежестко, либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кожухом, либо с хвостовиком. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом выполняют электрический клапан либо с одним входом, гидравлически связанным с пространством под пакером или над пакером, либо с двумя изолированными входами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, либо компоновку оснащают двумя электрическими клапанами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего или для верхнего объекта или одновременно для нижнего и верхнего объектов без или с измерением параметров потока.
Недостатками данного способа при электрическом управлении с помощью дополнительного кабеля являются невозможность подъема насосного оборудования на ремонт отдельно от пакерной и клапанной системы при спуске компоновки за одну спуско-подъемную операцию, измерение истинных параметров непосредственно напротив пластов ввиду расположения датчиков выше пакерной системы, данная система не позволяет решить техническую проблему по спуску на насосном оборудовании многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большей кривизной, где сложно весом компоновки создать необходимое усилие на пакер для надежной герметизации разобщаемых интервалов.
Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить эффективность технологии добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений электроцентробежными насосами или иным насосным оборудованием, осуществлять контроль за работой пластов, регулировать дебит каждого пласта, в случае необходимости поочередно в любой последовательности, либо одновременно отключать пласты, производить подъем насосного оборудования для ремонта без извлечения пакерной системы, блоков датчиков контроля и блоков клапанов управления работой пластов с использованием электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт».
Техническая задача решается способом, включающим отдельный спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, которые размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта, либо над интервалом перфорации продуктивного пласта выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических либо электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, нижней частью внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, либо кожуха электропривода, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем, верхней частью внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», электрической линией, имеющей как минимум одну жилу, в случае если в насосном оборудовании не применяется электропривод, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля для электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя, кроме того, хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством и не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб и не оснащен.
На фиг.1 изображена схема двухпакерной компоновки для двух продуктивных пластов 16 и 17, состоящая из пакеров 1 и 2 для разобщения объектов, блоков датчиков контроля параметров работы пластов 3, клапанов отключения пластов 4, нижней части блока «мокрый контакт», снабженного контактными кольцами 5, электрической линией связи между блоками 15.
На фиг.2, фиг.3, фиг.4 изображены схемы компоновки после спуска второй ее части и стыковки «мокрого контакта», дополненные скважинным насосом 11, хвостовиком 9, электрической линией из кабеля геофизического 13, либо КРБК 14, закрепленных на трубах крепежными поясами 8. При прохождении кабеля 13 по корпусу погружного электродвигателя 11 используется вставка 12 из электрической линии малого диаметра, закрытая от механических повреждений специальным защитным кожухом 10, верхней частью блока «мокрый контакт» 6, снабженного контактной группой и стыковочным узлом для обеспечения механического и электрического соединения и разъединения верхней и нижней части «мокрого контакта».
На фиг.1, фиг.2, фиг.3, фиг.4 изображены различные способы расположения элементов компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.
Первоначально производится спуско-подъемная операция, включающая спуск колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером 1 (фиг.1. 2, 3, 4) для разобщения объектов 16, 17, нижней частью электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5, как минимум одним блоком датчиков контроля параметров работы пластов 3, по меньшей мере одним управляемым электрическим клапаном электромагнитного или электромеханического действия с запорным элементом 4, как минимум одной электрической линией связи и питания 15, которая соединяет датчики контроля работы пластов 3 и управляемые электрические клапаны 4 с нижней частью электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5. Нижняя часть блока «мокрый контакт» 5 может быть расположена как под верхним пакером 2 (фиг.1, 2, 3), так и над верхним пакером 2 (фиг.4). В первом случае верхний пакер имеет направляющую воронку и максимально возможный диаметр проходного канала, достаточный для протока поступающего из пластов флюида и прохождения через него верхней части блока «мокрый контакт» 6 (фиг.2, 3). В случае расположения нижней части блока «мокрый контакт» над верхним пакером 2 (фиг.4) необходимо применить пакер с герметичным кабельным вводом электрической линии. Датчики контроля параметров работы пластов 3 располагаются в интервале эксплуатируемых пластов. В скважинах, эксплуатирующих два и более пласта, пакерная компоновка может быть оснащена электрическими клапанами 4 с одним входом и дополнительным обводным, изолированным от верхнего пласта, гидравлическим каналом. Они могут располагаться в одном блоке под верхним пакером 2 (фиг.2), при этом один клапан гидравлически связан с верхним пластом, а другой управляемый электрический клапан гидравлически связан с нижним пластом. В другом случае управляемые электрические клапаны 4 (фиг.3) могут располагаться отдельно и таким образом, чтобы у каждого управляемого электрического клапана была гидравлическая связь с соответствующим эксплуатируемым пластом. Открытием управляемого электрического клапана 4 регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного эксплуатируемого пласта 16, 17 (фиг.1, 2, 3, 4), проходящего через клапан 4 через перфорированный патрубок 7 (фиг.2, 3, 4) к вышерасположенному насосному оборудованию 11 (фиг.2, 3, 4), обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего 17 или для верхнего 16 пласта или одновременно для нижнего и верхнего пластов без или с измерением параметров потока. Кроме того, каждый гидравлический канал связи пласта с каналом двухпакерной компоновки оснащен обратным клапаном, препятствующим движению пластового флюида либо жидкости глушения из скважины в пласт; на фигурах не показано.
При второй спуско-подъемной операции производится спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом 11 (фиг.2, 3, 4), электропогружным либо другого типа, хвостовиком 9 (фиг.2, 3, 4), закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, расположенного под насосной установкой, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем. Хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством, а может быть не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб, а может быть не оснащен. По колонне труб от устья скважины до насосного оборудования и хвостовику 9 прокладывают кабель либо несколько кабельных линий, геофизический 13 (фиг.2, 3, 4), либо КРБК 14 (фиг.2, 3, 4), либо другого типа, кабельные линии закреплены на трубах крепежными поясами 8 (фиг.2, 3, 4) либо другими креплениями, защищенный на муфтах протекторами, обеспечивающий передачу данных от датчиков контроля параметров работы пластов 3 и питание управляемых электрических клапанов 4, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, к наземной станции контроля параметров работы пластов и управления клапанными блоками, а также, при необходимости, электрическое питание насосного оборудования 11. При прохождении кабеля по корпусу погружного электродвигателя 11 используется вставка 12 (фиг.2, 3, 4) из электрической линии малого диаметра, закрытого от механических повреждений специальным защитным кожухом 10 (фиг.2, 3, 4). Кроме того, питание управляемых электрических клапанов 4 и датчиков контроля параметров работы пластов 3 можно осуществить через блок телеметрии скважинного насоса. Низ хвостовика 9 оснащен верхней частью блока «мокрый контакт» 6 (фиг. 2, 3, 4). После стыковки верхней и нижней части электрически и механически соединяемого и разъединяемого внутрискважинного блока «мокрый контакт» 5, 6 (фиг.2, 3, 4) устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управления клапанными блоками - в результате появляется возможность контроля и оценки параметров работы пластов от соответствующих датчиков: давления, температуры, расходомера, влагомера в режиме реального времени и регулирования либо отключения потока пластового флюида в скважину. Исходя из полученных данных, определяются оптимальные режимы одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины. Установка оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующая корректировка осуществляется действием блоков клапанов управления работой пластов в автоматическом или ручном режимах. Автоматизированная система контроля работы скважинной системы позволяет вести дистанционный онлайн-мониторинг системы разработки месторождения и вносить корректировки в режимы эксплуатации пластов скважины.
Технологический и технический результаты при использовании системы скважинной достигаются за счет контроля параметров работы пластов, возможностью регулирования дебита пластов, применением соединения токоведущих проводников разъемным "мокрым контактом", что позволяет производить подъем насосного оборудования для его ремонта без извлечения пакерной системы, блоков датчиков и блоков клапанов управления работы пластов. Кроме того, данная система позволяет решить техническую проблему по спуску многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большой кривизной эксплуатационной колонны.
Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет регулирования дебита, одновременно-раздельной добычи, увеличения наработки на отказ, ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.
Использованная литература
1. Патент РФ №2320850, Е21В 43/14. (43) Дата публикации заявки: 2005.09.20. (45) Опубликовано 2008.03.27.
2. Патент РФ №2389868 С1. Дата публикации заявки: 26.12.2008. Опубликовано 20.05.2010.
3. Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г.
4. Патент РФ 2385409 С2. Дата публикации заявки: 13.05.2008. Опубликовано 27.03.2010.