НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ ИЛИ РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ ВЫТЕСНЯЮЩЕГО АГЕНТА В ДВА ИНТЕРВАЛА СКВАЖИНЫ
PUMP PLANT FOR SIMULTANEOUS OR SEPARATE PUMPING OF DISPLACEMENT AGENT TO TWO INTERVALS OF WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений.
Известен «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» (патент RU №2314414, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2008), включающий разделение пластов на две группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение первой группы пластов с более высокой проницаемостью и второй группы пластов с меньшей проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, отличающийся тем, что во второй группе пластов с меньшей проницаемостью выделяют эксплуатационный объект с гидрофобной поверхностью пород, закачивают в него оторочки мицеллярного раствора, которые последовательно вытесняют оторочками буферной жидкости и предварительно очищенной подтоварной или сеноманской водой, причем одновременно с закачкой мицеллярного раствора и последовательными закачками оторочки буферного раствора и очищенной подтоварной или сеноманской водой закачивают очищенную подтоварную или сеноманскую воду в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, а отбор нефти осуществляют одновременно из всех групп пластов. Данный способ осуществляется установкой, содержащей коаксиально спущенные трубы, оснащенные на концах пакерами, устанавливаемые выше двух групп с различными фильтрационно-емкостными свойствами, причем наружные трубы сообщены с верхней группой пластов, а внутренние - в нижней.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Установка для одновременно раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину» (патент RU №2353758, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №12 от 27.04.2009), включающая двухканальную устьевую арматуру, основной пакер, установленный между верхним и нижним пластами, основную колонну лифтовых труб, сообщенную с нижним пластом, и дополнительную, размещенную концентрично снаружи основной, отличающаяся тем, что установка снабжена дополнительным пакером, установленным выше верхнего пласта при этом основной и дополнительный пакеры установлены на конце дополнительной колонны лифтовых труб и соединены втулкой с продольным каналом, подпирающей снизу дополнительный пакер и жестко соединенной сверху с основным пакером, который выполнен с возможностью фиксации относительно эксплуатационной колонны, а основная колонна лифтовых труб соединена с каналом основного пакера подвижным уплотняемым соединением, при этом дополнительный пакер сверху поджат дополнительной колонной лифтовых труб, которая выполнена с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно упора с фиксацией в транспортном положении.
Недостатками обоих аналогов являются необходимость для нагнетания вытесняющего агента (например, воды, растворов или пара) тянуть к скважине высоконапорные трубопроводы, соответствующие давлению наиболее низкопроницаемого пласта, что требует высоких затрат на строительство, повышает вероятность аварийных ситуаций, так как высокое давление действует на всем протяжении трубопровода, при этом нет защиты от кратковременных сбоев (связанных например, с аварией на трубопроводе) в поставке вытесняющего агента, что может привести к нарушению технологического процесса и снижению нефтеизвлечения из пластов.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежной за счет применения для подачи к скважине вытесняющего агента низконапорных трубопроводов и защищенной от кратковременных сбоев в подаче вытесняющего агента насосной установки за счет использования шурфа с высоконапорным насосом и параллельных линий закачки, выполненных с возможностью сообщения в случаях нарушения подачи вытесняющего агента из нагнетательного трубопровода или шурфа.
Техническая задача решается насосной установкой для одновременной или раздельной закачки вытесняющего агента в два интервала скважины, включающей двухканальную устьевую арматуру, основную колонну лифтовых труб, оснащенную основным пакером, который установлен между пластами, и сообщенную с подпакерным пространством, дополнительную колонну лифтовых труб, размещенную концентрично снаружи основной и оснащенной снаружи дополнительным пакером, который установлен выше верхнего пласта, причем основная и дополнительная колонны лифтовых труб сообщены соответственно с основной и дополнительной линиями нагнетания, которые сообщены через распределительный узел с нагнетательным трубопроводом.
Новым является то, что основной пакер установлен между группами пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а линия нагнетания, сообщенная через колонну лифтовых труб с группой пластов с более низкой проницаемостью, снабжена дополнительным высоконапорным насосом, спущенным в шурф, который сообщен с нагнетательным трубопроводом и дополнительно с водоводом, при этом между распределительным узлом и высоконапорным насосом линии нагнетания сообщены между собой патрубком с задвижкой.
Новым является также то, что основная и дополнительная линии нагнетания параллельно соединены после патрубка с аналогичными линиями нагнетания подобных скважин.
На фиг.1 изображена схема насосной установки, где низкопроницаемые пласты расположены ниже основного пласта.
На фиг.2 изображена схема насосной установки для нескольких скважин.
Насосная установка для одновременной или раздельной закачки вытесняющего агента в два интервала скважины включает двухканальную устьевую арматуру 1 (фиг.1), основную колонну лифтовых труб 2, оснащенную основным пакером 3, который установлен между пластами 4 и 5, и сообщенную с подпакерным пространством 6, дополнительную колонну лифтовых труб 7, размещенную концентрично снаружи основной 2 и оснащенной снаружи дополнительным пакером 8, который установлен выше верхнего пласта 4. Основная 2 и дополнительная 7 колонны лифтовых труб сообщены соответственно с основной 9 и дополнительной 10 линией нагнетания, которые сообщены через распределительный узел 11 (например штуцеры или управляемые задвижки) с нагнетательным трубопроводом 12, идущим от насосной станции (например, от кустовой насосной станции - КНС). Основной пакер 3 установлен между группами 4, 4' (4'' и т.д. - на фиг.1 не показаны) и 5 (5' и т.д. - на фиг.1 на показаны) пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Линия нагнетания 9 (или 10 - на фиг.1 не показано), сообщенная через колонну лифтовых труб 2 (или 7 - на фиг.1 не показано) с группой пластов 5 (или 4 и 4' - на фиг не показаны) с более низкой проницаемостью, снабжена дополнительным высоконапорным насосом 13, спущенным в шурф 14, который сообщен с нагнетательным трубопроводом 12. Между распределительным узлом 11 и высоконапорным насосом 13 линии нагнетания 9 и 10 сообщены между собой патрубком 15 с задвижкой 16. Основная 9 (фиг.2) и дополнительная 10 линии нагнетания параллельно соединены после патрубка с аналогичными линиями нагнетания 9', 9'' и 10', 10'' подобных скважин 17, 17', 17'' и т.д. При этом шурф 14 дополнительно сообщен с водоводом 18, оснащенным задвижкой 19, закрытой при нормальной работе насосной установки.
Устройство работает следующим образом.
Определяют в скважине 17 (фиг.1) группы пластов 4 и 5 с различными фильтрационно-емкостными свойствами, между которыми устанавливают проходной основной пакер 3 (например, ПРО-Я-ТО-142, Октябрьского ПО «Пакер»). Спускают в скважину 17 дополнительную колонну лифтовых труб 7 с дополнительным пакером 8 (например, П-ЯМО-142, Октябрьского ПО «Пакер»), который устанавливается выше верхнего пласта 4. Затем в скважину 17 спускают основную колонну лифтовых труб 2, оборудованных снизу ниппелем 19 (например, ИПМ-5-122, Октябрьского ПО «Пакер») с упором 20 и расположенным ниже фильтром 22 до входа ниппеля 20 в пакер 3 и взаимодействия упора 21 с пакером 3, что определяется снижением веса основной колонны лифтовых труб 2, отслеживаемом на устьевом индикаторное веса (не показан). После чего лифтовые колонны труб 2 и 7 фиксируют и герметизируют на устье скважины 17 при помощи двухканальной арматуры 1, снабженной основной 9 и дополнительной 10 линиями нагнетания, которые сообщены соответственно с основной 2 и дополнительной 7 колоннами лифтовых труб. Для регулирования потоков соответственно по приемистости групп пластов 4 и 5 основная 9 и дополнительная 10 линии нагнетания снабжены распределительным узлом 11. Рядом со скважиной оборудуют шурф 14, который сообщают с нагнетательным трубопроводом 12. В шурф 14 спускают высоконапорный насос 13 (например, центробежный, штанговый или роторный), выход которого сообщен через колонну лифтовых труб 2 (или 7 - на фиг.1 не показано) и линию нагнетания 9 (или 10 - на фиг.1 не показано) с группой пластов 5 (или 4 и 4' - не показаны) с более низкой проницаемостью, причем нагнетательный трубопровод 12 сообщен через колонну лифтовых труб 7 (или 2 - на фиг.1 не показано) и линию нагнетания 10 (или 9 - на фиг.1 не показано) с группой пластов 4 и 4' (или 5 - не показаны) с более высокой проницаемостью и, как следствие, с более низким пластовым давлением. При этом нагнетательный трубопровод 12 выполняют соответствующим давлению пластов 4 или 5 с более низким пластовым давлением, что позволяет снизить перекачиваемое через него давление в соответствии с этими пластами 4 или 5 (практически на скважинах ОАО «Татнефть» снижается давление закачки в 1,5-2 раза: со 160-150 атм до 100-80 атм по сравнению с аналогами) и повысить надежность (снижение давления на 10-20% в трубопроводе снижает в 2-3 количество аварий на нем). Между распределительным узлом 11 и высоконапорным насосом 13 линии нагнетания 9 и 10 сообщают между собой при помощи патрубка 15 с задвижкой 16, закрытой при нормальной работе насосной установки. Для отключения или для перераспределения потоков вытесняющего агента на трубопроводе 12 и линиях нагнетания 9 и 10 установлены технологические задвижки 23.
В ходе работы через нагнетательный трубопровод 12 закачивают вытесняющий агент в шурф 14 через колонну лифтовых труб 7 (или 2) и линию нагнетания 10 (или 9) и группу пластов 4 и 4' (или 5) с более высокой проницаемостью, а насос 13 из шурфа 14 вытесняющий агент закачивает через колонну лифтовых труб 2 (или 7) и линию нагнетания 9 (или 10) в группу пластов 5 (или 4 и 4') с более низкой проницаемостью для создания более высокого давления закачки.
При этом закачка вытесняющего агента может осуществляться и отдельно, например: во-первых, из нагнетательного трубопровода 12 - в шурф 14, а через колонну лифтовых труб 7 (или 2) и линию нагнетания 10 (или 9) - в группу пластов 4 и 4' (или 5) с более высокой проницаемостью, при отключенном насосе 13; во-вторых, насосом 13 из шурфа 14 через колонну лифтовых труб 2 (или 7) и линию нагнетания 9 (или 10) в группу пластов 5 (или 4 и 4') с более низкой проницаемостью, при этом нагнетательный трубопровод сообщен только с шурфом 14, а от линии нагнетания 10 (или 9) технологическими задвижками 23 отключен.
В случае необходимости ремонта насоса 13 или его ревизии при одновременной закачке, технологическими задвижками 23 насос 13 и шурф 14 отсекают соответственно от линии нагнетания 9 (или 10) и нагнетательного трубопровода 12, а задвижку 16 патрубка 15 открывают. В результате вытесняющий агент из нагнетательного трубопровода 12 через патрубок 15 благодаря распределительному узлу 11 распределяется и закачивается параллельно по линиям нагнетания 9 и 10 в соответствии с необходимым объемом закачки в пласты 5 и 4. После замены или окончания ревизии насоса 13 насосную установку переводят в первоначальный режим закачки.
В случае возникновении аварийной ситуации на нагнетательном трубопроводе 12, кратковременного отключения подачи вытесняющего агента или его ревизии при одновременной закачке нагнетательный трубопровод 12 технологическими задвижками 23 отключают от шурфа 14 и соответствующей линии нагнетания 10 (или 9), а задвижку 16 патрубка 15 и задвижку 19 водовода 18 открывают. По водоводу 18 подают вытесняющий агент (например, из параллельного водовода или технологической емкости, расположенной у скважины - не показаны) в шурф 14. В результате вытесняющий агент из шурфа 14 насосом 13 через патрубок 15 благодаря распределительному узлу 11 распределяется и закачивается параллельно по линиям нагнетания 9 и 10 в соответствии с необходимым объемом закачки в пласты 5 и 4. После восстановления, подачи вытесняющего по нагнетательному трубопроводу 12 или окончания ревизии нагнетательного трубопровода 12 насосную установку переводят в первоначальный режим закачки.
Закрытие и открытие соответствующих технологических задвижек 23 и задвижки 16 возможно в автоматическом режиме, если задвижки выполнены электроуправляемыми и соединены на автоматический пульт управления (не показан).
Когда производительность нагнетательного трубопровода 12 и насоса 13 высока для одной скважины 17 (фиг.2), а рядом находятся еще несколько подобных по свойствам скважин 17', 17'' и т.д., то их линии нагнетания 9', 9'', т.д. и 10', 10'', т.д. после патрубка 15 могут быть соединены параллельно соответственно с линиями нагнетания 9 и 10 скважины 17, оборудованной шурфом 14 (фиг.1). Причем суммарная приемистость скважин 17 (фиг.2), 17', 17'' и т.д. не должна превосходить производительность насоса 13 (фиг.1) на случай аварийного отключения нагнетательного трубопровода 12.
В аварийных случаях или при технологических остановках нагнетательного насоса 13 или трубопровода 12, описанных выше, насосная установка работает аналогично ситуациям с одной скважиной 17.
Предлагаемая насосная установка надежна за счет применения для подачи к скважине вытесняющего агента низконапорных трубопроводов и защищена от кратковременных сбоев в подаче вытесняющего агента в насосную установку за счет использования шурфа с высоконапорным насосом и параллельных линий закачки, выполненных с возможностью сообщения в случаях нарушения подачи вытесняющего агента из нагнетательного трубопровода или шурфа.