УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО ДВУХЛИФТОВОЙ КОЛОННЕ ТРУБ ДВУХ ПЛАСТОВ В ОДНОЙ СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке для освоения и добычи нефти из двух пластов в одной скважине по двухлифтовой колонне труб.
Известно устройство для добычи из двух зон скважины, включающее верхнюю и нижнюю колонны труб, расположенные в верхней и нижней зонах скважины, соответственно, и размещенные одна в другой, RU №2206723 С1, Е21В 43/14, 2003.06.20.
Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации несколько пластов в нефтяных скважинах, включающее две колонны труб, электроцентробежный и штанговый насосы, установленные каждый на своей колонне труб, и пакер, разделяющий эксплуатируемые пласты, RU №68584 U1, E21B 43/00, 2007.06.25.
Известна система разъединения двух объектов, содержащая колонну труб, разъединитель, вспомогательную колонну труб, пакер, клапанные устройства, RU №2291286 С1, Е21В 43/14, Е21В 34/06, 2007.01.10.
Известна трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего пласта с разъединителем колонны, содержащая
смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне труб оборудование, содержащее посадочный ниппель, три пакера, опрессовочный ниппель, скважинные камеры, RU №68588 U1, 2007.11.27.
Известна скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, включающая установленные в скважине колонну труб, оснащенную пакером и разъединителем с возможностью разъединения пакера от колонны труб, извлечение колонны труб и спуск в скважину другой колонны с новым оборудованием, RU №2262586 С2, Е21В 43/12, Е21В 34/06, 2005.10.20.
Известна установка для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине, включающая колонну лифтовых труб, насос, пакер, расположенный между верхним и нижним пластами, хвостовик и дополнительную колонну лифтовых труб, установленную выше верхнего пласта, RU №60982 U1, Е21В 43/14, 2007.02.10.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
Оборудование «ближайшего аналога» имеет ограниченные эксплуатационные возможности и направлено на проведение контроля технологических и гидродинамических параметров нижнего пласта.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей расширить эксплуатационную возможность установки, обеспечить добычу нефти из двух пластов, освоение и глушение скважины
целиком и последовательно в любой очередности, повысить безопасность и надежность эксплуатации.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что установка для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине включает колонну труб, насос, пакер, расположенный между верхним и нижним пластами, хвостовик из труб и дополнительную колонну труб, установленную выше верхнего пласта.
Установка содержит, по крайней мере, два циркуляционных клапана в виде нижнего и верхнего циркуляционных клапанов, управляемых с устья и установленных на нижней и верхней колоннах труб, соответственно, образованных при разъединении колонны труб посредством разъединителя, расположенного над пакером, с возможностями размещения в скважине на глубину установки пакера нижней колонны труб и переустановки и замены верхней колонны труб с размещением на ней насоса, выполненного в виде струйного насоса с депрессионной или добычной вставками, по крайней мере, один тепловой компенсатор, расположенный на верхней колонне труб, по крайней мере, два посадочных узла в виде нижнего посадочного ниппеля, установленного на нижней колонне труб, и посадочного ниппеля, выполненного на разъединителе, а дополнительная колонна труб выполнена в виде безмуфтовых труб, закрепленных на вспомогательной планшайбе, при этом нижний посадочный ниппель, хвостовик из труб, нижний циркуляционный клапан, пакер, расположенные последовательно на нижней
колонне труб, и тепловой компенсатор, верхний циркуляционный клапан, струйный насос, расположенные последовательно на верхней колонне труб, соединены колонной труб с планшайбой.
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 чертежами, где изображены:
на фиг.1 - Схема размещения оборудования на колонне труб при работе струйного насоса с депрессионной вставкой;
на фиг.2 - Схема размещения оборудования на колонне труб при работе струйного насоса с добычной вставкой.
на фиг.3 - Схема размещения оборудования при установке нижней колонны труб.
Установка включает:
Колонну труб - 1,
нижнюю колонну труб - 2,
верхнюю колонну труб - 3.
Разъединитель - 4.
Струйный насос (на верхней колонне труб 3) - 5, добычную вставку (в струйном насосе 5) - 6,
депрессионную вставку (в струйном насосе 5) - 7.
Пакер (на нижней колонне труб 2) - 8.
Нижний циркуляционный клапан (на нижней колонне труб 2) - 9.
Верхний циркуляционный клапан (на верхней колонне труб 3) - 10.
Тепловой компенсатор (на верхней колонне труб 3) - 11.
Хвостовик из труб (на нижней колонне труб 2) - 12.
Нижний посадочный ниппель (на нижней колонне труб 2) - 13.
Посадочный ниппель (на разъединителе 4) - 14.
Вспомогательную планшайбу - 15.
Безмуфтовые трубы (на вспомогательной планшайбе 15) - 16.
Крестовину - 17.
Планшайбу (на крестовине 17) - 18.
Установка для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине включает колонну труб 1, струйный насос 5, пакер 8, расположенный между верхним и нижним пластами, хвостовик из труб 12 и дополнительную колонну труб в виде безмуфтовых труб 16, установленных выше верхнего пласта.
Колонна труб 1, включающая нижнюю 2 и верхнюю 3 колонны труб, подвешена на планшайбе 18 при эксплуатации скважины.
Колонну труб 1 разъединяет разъединитель 4 на нижнюю 2 и верхнюю 3 колонны труб. Разъединитель 4 расположен на колонне труб 1 над пакером 8. Нижняя колонна труб 2 размещена в скважине на глубину установки пакера 8. Верхняя колонна труб 3 выполнена с возможностью переустановки и замены.
Струйный насос 5 размещен на верхней колонне труб 3. Струйный насос 5 выполнен в возможностью установки взаимозаменяемых депрессионной 7 или добычной 6 вставок.
Установка содержит нижний 9 и верхний 10 циркуляционные клапаны. Нижний 9 и верхний 10 циркуляционные клапаны установлены в нижней 2 и верхней 3 колоннах труб, соответственно. Нижний 9 и верхний 10 циркуляционный клапаны управляются с устья.
Установка содержит тепловой компенсатор 11. Тепловой компенсатор 11 установлен на верхней колонне труб 3. Тепловой компенсатор 11 компенсирует тепловые расширения колонны труб 1 и устраняет воздействие тепловых расширений на пакер 8 и планшайбу 18.
Установка содержит посадочные узлы в виде нижнего посадочного ниппеля 13 и посадочного ниппеля 14. Нижний посадочный ниппелей 13 установлен на нижней колонне труб 2. Посадочный ниппелей 14 выполнен на разъединителе 4.
Планшайба 18 установлена на крестовину 17, которая, в свою очередь, установлена на вспомогательную планшайбу 15. Безмуфтовые трубы 16 подвешены на вспомогательной планшайбе 15.
Нижний посадочный ниппель 13, хвостовик из труб 12, нижний циркуляционный клапан 9 и пакер 8 расположены последовательно на нижней колонне труб 2.
Тепловой компенсатор 11, верхний циркуляционный клапан 10 и струйный насос 5 расположены последовательно на верхней колонне труб 3.
Колонна труб 1 соединяет с планшайбой 18 выше перечисленное оборудование в верхней 3 и нижней 2 колоннах труб.
Эксплуатацию установки осуществляют следующим образом.
Устанавливают в заглушенную скважину нижнюю колонну труб 2 (фиг.3) с последовательно размещенным на ней нижним посадочным ниппелем 13, хвостовиком из труб 12, нижним циркуляционным клапаном 9, пакером 8, разъединителем 4 с посадочным ниппелем 14. Нижнюю колонну труб 2 спускают до глубины установки пакера 8.
Запакеровывают пакер 8 и проверяют его герметичность жидкостью глушения по затрубью.
Проводят разъединение нижней колонны труб 2 от установочной колонной труб (фиг.3), которую удаляют из скважины.
На колонный фланец эксплуатационной колонны устанавливают вспомогательную планшайбу 15 с подвешенными к ней безмуфтовыми трубами 16. На вспомогательную планшайбу 15 устанавливают крестовину 17.
В скважину спускают на верхней колонне труб 3 разъединитель 4 с посадочным ниппелем 14, тепловой компенсатор 11, верхний циркуляционный клапан 10 и струйный насос 5 с депрессионной вставкой 7 (фиг.1). Разъединителем 4 присоединяют верхнюю колонну труб 3 к нижней 2.
Планшайбу 18 закрепляют на крестовине 17. Верхнюю колонну труб 3 свинчивают с планшайбой 18. Монтируют фонтанную арматуру (не показана).
В нижний посадочный ниппель 13 устанавливают глухую пробку (не показана), открывают нижний циркуляционный клапан 9 и в струйный насос 5 подают по колонне труб 1 рабочую жидкость. За счет депрессии, создаваемой струйным насосом 5 ниже себя, из нижнего пласта вызывается приток нефти, который замещает жидкость глушения в зоне под пакером 8 на нефть. Закрывают нижний циркуляционный клапан 9 при помощи, например, тросовой лебедки и инструмента для переключения. Удаляют из нижнего посадочного ниппеля 13 глухую пробку и устанавливают глухую пробку в посадочный ниппель 14 разъединителя 4.
Открывают верхний циркуляционный клапан 10 и в затрубье подают нефть. Жидкость глушения замещают на нефть. В струйном насосе 5 заменяют депрессионную вставку 7 на добычную вставку 6 (фиг.2). Закрывают верхний циркуляционный клапан 10 и удаляют глухую пробку из посадочного ниппеля 14 разъединителя 4.
Скважина готова к работе - нижний пласт по колонне труб 1, верхний пласт по безмуфтовым трубам 16.
При необходимости скважину заглушают водой.
Устанавливают пробку в нижний посадочный ниппель 13 и открывают нижний циркуляционный клапан 9. Закачивают жидкость глушения в зону под пакером 8. Открывают верхний циркуляционный клапан 10 и замещают нефть жидкостью глушения в зоне над пакером 8. Демонтируют фонтанную арматуру, планшайбу 18.
Отсоединяют разъединителем 4 верхнюю колонну труб 3 от нижней колонны труб 2 и поднимают ее из скважины. Демонтируют крестовину 17, вспомогательную планшайбу 15 вместе с безмуфтовыми трубами 16. Спускают установочную колонну с разъединителем 4 в скважину, соединяют с нижней колонной труб 2 (фиг.3) и поднимают их, срывая пакер 8.
Функциональность нижнего 9 и верхнего 10 циркуляционных клапанов и нижнего посадочного ниппеля 13, выполнение струйного насоса 5 с взаимозаменяемыми добычной 6 и депрессионной 7 вставками, а также
безмуфтовые трубы 16 позволяют проводить освоение и добычу нефти одновременно из двух пластов или раздельно любого из них по двум лифтам.
Функциональность нижнего 9 и верхнего 10 циркуляционных клапанов и нижнего посадочного ниппеля 13 обеспечивает глушение скважины, в случае необходимости.
Выполнение колонны труб 1, посредством разъединителя 4, разъемной расширяет эксплуатационные возможности, позволяют получить двухлифторую систему труб и повышает эксплуатационную надежность установки.
Управление нижним 9 и верхним 10 циркуляционными клапанами с устья, глушение посадочных ниппелей 13 и 14 пробками - расширяют эксплуатационные возможности: освоение пластов, добычу нефти, глушение скважины, в случае необходимости, проведение геофизических исследований каждого в отдельности пласта, без глушения скважины.
Размещение теплового компенсатора 11 на верхней колонне труб 3 снижает воздействие теплового расширения от колонны труб 1 на пакер 8 и на планшайбу 18 и повышает безопасность работы.
Предложенная установка включает механизмы, приборы, устройства широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обуславливают, по мнению заявителя, ее соответствие критерию «промышленная применимость».