ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ

Полезная модель относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин двух пластов глубинными насосными установками.
Известно оборудование (В.А.Афанасьев, патент 406477 E21B 43/16) для одновременно-раздельной эксплуатации насосной установкой скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, включающее глубинный насос с подвешенным на нем трубным хвостовиком, герметично связанным через колонну труб с полостью ствола пакера. В трубный хвостовик встроен обратный клапан, который исключает переток жидкости из верхнего пласта в нижний при остановке насоса.
В процессе гидродинамических исследований насосной скважины методом неустановившегося режима, например Маскета (РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». - Москва, 2002 г., 75 стр.), насосную установку останавливают, и во времени фиксируют подъем уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. По изменению уровня во времени определяется коэффициент продуктивности верхнего пласта. По коэффициенту продуктивности и депрессии на пласт рассчитывается дебит жидкости пласта.
При одновременно-раздельной эксплуатации насосом дебит указанным выше методом определяется вначале у верхнего пласта. Вычитанием полученного значения дебита из дебита скважины, замеренного наземной установкой, определяется дебит нижнего пласта.
Для обеспечения высокой точности полученных значений коэффициента продуктивности и дебита по вышеизложенной технологии необходимо, чтобы после остановки насоса на исследование обратный клапан закрывался мгновенно, тогда информация о процессе восстановления давления верхнего пласта будет охвачена полностью, т.е. происходило опережающее закрытие клапана со стороны верхнего пласта.
Обратный клапан аналога не обладает данным свойством. Его герметизация происходит по мере уравнивания давления потоков жидкости верхнего и нижнего пластов на седле клапана (восстановление давления). Время восстановления давления каждого пласта на глубине клапана различно, поэтому процесс восстановления давления верхнего пласта до герметизации клапана записывается не полностью, т.е. начальная часть информации процесса восстановления теряется.
Ускорение герметизации клапана по полезной модели происходит от установки над запорным элементом пружины возврата расчетного усилия. Клапан срабатывает, когда еще давление нижнего пласта на его седле не уровнялось с давлением верхнего пласта.
Таким образом, полезная модель оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, включающего спущенный на расчетную глубину насос с подвешенным на нем и герметично связанным с пакером трубным хвостовиком, в который встроен обратный клапан, состоящий из седла и запорного элемента, отличающееся тем, что запорный элемент клапана снабжен пружиной возврата, обеспечивающей со стороны верхнего пласта опережающее закрытие запорным элементом проточного канала седла после остановки насоса при гидродинамических исследованиях пласта методом неустановившихся режимов, например, методом Маскета. Полость хвостовика гидравлически через специальные отверстия связана с приемом насоса.
На чертеже схематично представлено скважинное оборудование, предлагаемое по полезной модели.
Оборудование содержит пакер 1 с колонной труб 2, разобщающий в стволе скважины нижние и верхние пласты 3, 4. На колонне насосно-компрессорных труб 5 в скважину 6 спускается насос 7 с трубным хвостовиком 8, который герметично сочленяется с колонной труб 2 пакера 1. Внутренняя полость хвостовика 8 через боковые отверстия 9 гидравлически связана с затрубьем скважины 10 и далее с приемом насоса 7. В хвостовик 8 встраивается обратный клапан, состоящий из седла 11, запорного элемента 12 и пружины возврата 13. В хвостовик, при необходимости, можно встраивать глубинные приборы, штуцер и т.д.
Монтаж скважинного оборудования ведется в следующей последовательности. На монтажной колонне труб (на чертеже не показано) в скважину 6 спускается колонна труб 2 с пакером 1, который устанавливается между пластами 3 и 4. Монтажная колонна труб отсоединяется от колонны труб 2 и извлекается из скважины 6. В скважину 6 спускают насос 7 до герметичного сочленения его хвостовика 8 с колонной труб 2 пакера 1.
После установки устьевой арматуры скважины насос 7 запускается в эксплуатацию. Жидкость из нижнего пласта 3 по колонне труб 2 пакера 1 через седло 11 обратного клапана и отверстия 9 в хвостовике 8 поступает в затрубье скважины 10 и далее в насос 7. Жидкость из верхнего пласта 4 за колонной труб 2 также поступает в насос 7. Пружина возврата 13 сжата.
В процессе эксплуатации замеряется наземной замерной установкой дебит скважины. Далее дебит по результатам гидродинамических исследований верхнего пласта «разбивается» на дебит верхнего и нижнего пластов. При остановке насоса 7 на замер параметров работы скважины пружиной возврата 13 запорный элемент 12 ускоренно перекрывает седло 11. Происходит разделение ствола скважины 6 на гидравлически не сообщающиеся объемы нижнего 3 и верхнего 4 пластов. Это позволяет качественно проводить гидродинамические исследования по каждому разобщенному пласту.
Таким образом, с помощью полезной модели (обратного клапана с пружиной возврата) решается проблема раздельного с высокой точностью определения дебита пластов при одновременно-раздельной эксплуатации скважин двух пластов через одну скважину.
Необходимо отметить, что в настоящее время в нефтепромысловой практике отсутствуют надежные глубинные дебитомеры, которые позволяют замерять дебиты разобщенных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации. Это является одной из причин низких объемов внедрения технологии насосной одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях России.