ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для оснащения нефтяных добывающих скважин с необсаженным открытым горизонтальным стволом в карбонатных отложениях.
Известна, что нефтяная, нефтегазовая скважина, характеризующаяся тем, что она содержит эксплуатационную колонну со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной насосно-компрессорных труб с затрубным пространством, объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием, включая колонную головку со смонтированной на ней трубной головкой, на которой подвешены снизу образующие колонну насосно-компрессорные трубы скважины с подземным эксплуатационным оборудованием, включая, по меньшей мере, эксплуатационный пакер, циркуляционный и срезной клапаны и, по меньшей мере, один ингибиторный клапан, оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины, включающее колонну насосно-компрессорных труб, снабженную эксплуатационным пакером и электроцентробежным насосом [RU 87207 U1, E21B 43/00 (2006.01), опубл. 27.09.2009].
Недостатком этого оборудования в наклонно направленных скважинах является возможность его обрыва и падения на забой скважины.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в создании надежного оборудования, обеспечивающего удержание оборвавшегося электроцентробежного насоса в скважине без его дальнейшего падения на забой, в том числе в горизонтальный необсаженный ствол и возможность проведения ремонтных работ в скважине без ее глушения.
Технический результат достигается тем, что оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины включает колонну насосно-компрессорных труб, снабженную электроцентробежным насосом с кабелем, спущенную ниже уровня добываемой нефти, эксплуатационный пакер герметично установленный в эксплуатационной колонне ниже башмака электроцентробежного насоса, отсекающее устройство размещенное над пакером (на верхнем торце пакера), например, клапан-отсекатель створчатый, или встроенное в верхнюю часть пакера, например, обратный клапан штуцерный, перепускное устройство, размещенное на нижнем торце пакера, например, перфорированная муфта или пусковая муфта, и подпакерный хвостовик, выполненный из секции насосно-компрессорных труб, и, размещенный выше интервала перфорации или открытого необсаженного ствола и забоя.
На фиг. изображена конструкция нефтяной добывающей наклонно направленной скважины с горизонтальным окончанием ствола, оборудованная колонной насосно-компрессорных труб.
Конструкция нефтяной добывающей скважины включает направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3, подземное и устьевое оборудование. Подземное оборудование включает колонну насосно-компрессорных труб 4, снабженную электроцентробежным насосом 5 с кабелем 6. Колонна НКТ 4 спущена во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 3 выше интервала перфорации 7, выполненного в эксплуатационной колонне 3, или открытого необсаженного горизонтального ствола 8 и забоя 9 ниже уровня добываемой нефти 10 с учетом нахождения ЭЦН 5 под уровнем жидкости.
Ниже ЭЦН 4 в эксплуатационной колонне 3 устанавливается эксплуатационный пакер 11, который надежно зацепляется своими шлипсами (якорями) за внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны 3, а своими уплотняющими манжетами надежно герметизирует затрубное пространство скважины между эксплуатационной колонной 3 и колонной НКТ 4 между эксплуатационной колонной и пакером. Пакер 11 предотвращает возможное падение ЭЦН 5, связанного с вибрацией насоса в искривленном участке скважины и слабостью закручивания резьбовых соединений в НКТ, в горизонтальный участок открытого необсаженного ствола 8 и на забой 9 в процессе эксплуатации скважины. Тем самым предотвращая загрязнение ствола скважины и его забоя и устраняя затраты на проведение ловильных работ из горизонтального участка ствола скважины.
Добываемая из пласта нефть размещается в подпакерном пространстве скважины и через проходное отверстие в пакере 11 поступает на вход в ЭЦН 5, Выделяемый из добываемой нефти газ в виде газовой шапки скапливается под манжетами пакера 11 и удаляется оттуда через перепускное устройство 12, выполненное в виде перфорированной муфты с выполненной в ней отверстием или пусковой, или аналогичного приспособления.
Для надежной установки пакера 11 и его извлечения из скважины под перепусным устройством 12 подвешен подпакерный хвостовик 13 из насосно-компрессорных труб, обеспечивающий необходимую для установки и извлечения массу, создающую растягивающую нагрузку.
Для осуществления ремонтных работ в скважине без ее глушения, под давлением, к верхнему торцу пакера 11 присоединено отсекающее устройство 14, например, клапан-отсекатель створчатый, срабатывающий на закрытие от перепада давления, или в верхней части пакера 11 встроен обратный клапан штуцерный, перекрывающий проходное отверстие клапана под действием давления, создаваемого над штуцером, (может быть размещен клапан-отсекатель камерного типа).
Колонна НКТ 4 подвешивается в фонтанной арматуре 15 тройникового типа с кАбельным вводом 16 под ЭЦН 5, а эксплуатационная колонна 3 - в колонной головке 17.
Способ реализации полезной модели.
Первоначально в скважину на колонне технологических труб спускают эксплуатационный пакер с размещенным над ним или встроенном в нем отсекающим устройством, подвешенными ниже пакера перепускным устройством и подпакерным хвостовиком. Разгрузкой колонны технологических труб осуществляют установку пакера. При этом пакер фиксируется в эксплуатационной колонне якорными устройствами (шлипсами) и герметизирует затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ (в нашем случае - пакером) с помощью уплотнительных элементов (манжет). После запакеровки пакера технологические трубы отсоединяют от пакера и извлекают на поверхность, а в скважину спускают колонну НКТ с подвешенным на ней ЭЦН.
Пример реализации полезной модели.
Пример №1.
В скважину, в эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спускают пакер марки G фирмы Гайберсон с встроенным в него клапаном-отсекателем створчатым типа КОС, на нижнем торце пакера подвешена пусковая муфта с отверстием диаметром 2 мм, а к ней - подпакерный хвостовик из труб диаметром 114 мм. Осуществляют установку пакера и извлекают технологические трубы. Далее в скважину спускают колонну НКТ диаметром 114 мм с подвешенным на ней ЭЦН, при этом башмак ЭЦН размещают на расстоянии 100 м над пакером.
Пример №2.
В скважину, в эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают пакер ПРО-ЯДЖ-О-140 производства НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан) с встроенным в него обратным клапаном типа КОШ, на нижнем торце пакера подвешена перфорированная муфта с двумя отверстиями диаметром 2 мм, а к ней - подпакерный хвостовик из труб диаметром 89 мм. Осуществляют установку пакера и извлекают технологические трубы. Далее в скважину спускают колонну НКТ диаметром 89 мм с подвешенным на ней ЭЦН, при этом башмак ЭЦН размещают на расстоянии 70 м над пакером.
Пример №3.
В скважину, в эксплуатационную колонну диаметром 140 мм спускают пакер ПРО-ЯДЖ-О-136, на нижнем торце пакера подвешен клапан-отсекатель камерного типа, а под ним - подпакерный хвостовик из труб диаметром 73 мм. Осуществляют установку пакера и извлекают технологические трубы. Далее в скважину спускают колонну НКТ диаметром 73 мм с подвешенным на ней ЭЦН, при этом башмак ЭЦН размещают на расстоянии 50 м над пакером.
Заявляемое оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины, в частности для горизонтальной скважины обеспечивает надежность и безопасность эксплуатации в сильно искривленных горизонтальных скважинах с открытым забоем, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород и имеющих карбонатный коллектор. Позволяет при возникновении аварийной ситуации, в частности обрыве ЭЦН, провести улавливание оборвавшегося оборудования, не допуская его падение в горизонтальный участок ствола или на забой скважины. Позволяет провести ловильные работы и другие ремонтные работы без глушения скважины. Позволяет осуществлять выпуск газовой шапки, скапливающейся под пакером в процессе добычи нефти, снижая вероятность аварийного выброса пакера из скважины под действием газа газовой шапки, тем самым избежать открытого газового фонтана. Позволяет снизить затраты на эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, сократить время нахождения скважины в бездействии и получить дополнительные объемы добываемой нефти.