УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОБВОДНЕННЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ СКВАЖИНАХ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к эксплуатации добывающих обводненных скважин с несколькими пластами.
Наиболее близким к заявленной полезной модели является устройство, включающее в себя добывающее оборудование, два пакера, выполненные с возможностью установки на заданный уровень в скважине, насосную установку, сообщенную с межпакерным пространством, причем, сквозь оба пакера проходит сквозной канал, и система контроля и управления производительностями добывающего оборудования и насосной установки (свидетельство на полезную модель №73026 РФ МПК E21B 43/00).
Указанное устройство принято нами за аналог и прототип.
Недостатками аналога и прототипа является сложность и затратность применения описанного устройства при эксплуатации добывающих обводненных скважин с несколькими пластами.
Задачей полезной модели является уменьшение затрат при эксплуатации добывающих обводненных скважин с несколькими пластами.
Поставленная задача достигается тем, что в устройстве, содержащем добывающее оборудование, один или два пакера, выполненных с возможностью установки на заданный уровень в скважине, насосную установку, сообщенную с межпакерным пространством, причем, сквозь оба пакера проходит или не проходит сквозной канал, систему контроля и управления производительностями добывающего оборудования и насосной установки, согласно изобретению, пакеры установлены выше и ниже одного из пластов, способного принимать воду, отсекая его, вход насосной установки находится ниже нижней границы последнего неотсеченного пласта, а скважина дополнительно оборудована устройством контроля глубины границы раздела «вода-нефть», соединенным с системой контроля и управления.
На фиг.1 схематично представлено заявленное устройство, установленное в скважине, имеющей два перфорированных пласта-коллектора.
В-Н
Устройство содержит добывающее оборудование 1, два пакера 2, установленные выше и ниже верхнего пласта, способного принимать воду, отсекая его, насосную установку 3, сообщенную с межпакерным пространством, при этом вход насосной установки находится ниже нижней границы последнего неотсеченного пласта, сквозь оба пакера проходит сквозной канал 4, систему контроля и управления производительностями добывающего оборудования и насосной установки, скважина оборудована устройством контроля 5 глубины границы раздела «вода-нефть» Н, соединенным с системой контроля и управления.
На фиг.2 схематично представлено заявленное устройство для случая, когда отсеченный пласт является нижним в скважине. При этом установлен только один пакер, а роль второго пакера выполняет забой скважины. Соответственно, отсутствует сквозной канал.
Устройство работает следующим образом:
Выбранный в многопластовой скважине пласт, способный принимать воду, отсечен одним или двумя пакерами со сквозным каналом или без него. При этом глобулы нефти всплывают в воде и на определенной глубине формируется граница «вода-нефть». Устройство контроля границы раздела «вода-нефть» определяет глубину этой границы, а система контроля и управления, регулируя производительности добывающего оборудования и насосной установки, поддерживает ее на заданном уровне между входом в добывающее оборудование и входом в насосную установку.
Таким образом, добывающее оборудование откачивает из скважины нефть, а насосная установка закачивает в выбранный принимающий пласт воду. Это сокращает затраты на добычу продукции и сокращает затраты на создание режима работы с ППД.
В качестве устройства контроля глубины границы раздела «вода-нефть» могут быть использованы различные способы и устройства. На фиг.1 и фиг.2 приведен вариант устройства контроля с сенсором в виде распределенного оптоволоконного термометра, который заделан в силовой кабель насосной установки. На диаграмме распределенного термометра граница раздела «вода-нефть» отмечается характерной локальной аномалией (резким изгибом термограммы), глубина которой может быть определена с точностью до 0,5…2 м, что вполне достаточно для работы данного устройства.
Если в качестве добывающего оборудования используется газлифтная конструкция, то скважина может быть переведена в фонтанирующий режим, который будет постоянно поддерживаться с помощью регулирования производительности насосной установки. При этом дополнительным контролируемым фактором может быть использована глубина начала выделения растворенного газа в свободное состояние, отмечаемая на термограмме началом отрицательной аномалии.