ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов. Обеспечивает повышение эффективности и надежности установки для эксплуатации скважины.
Известно оборудование (Патент №40647, МПК Е21В 43/16) одновременно-раздельной эксплуатации скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, снабженным колонной труб с хвостовиком, в который встроена система регулирования дебита. Недостатками данного оборудования являются отсутствие возможности исследования параметров скважины по пластам, наличие хвостовика насоса, наличие колонного разъединителя.
Известен также способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин (Патент №2313659, Е21В 43/14), включающий оснащение скважины многопакерной компоновкой на глубине пластов для их разобщения между собой и регулирующим устройством с измерительным преобразователем для определения технологических параметров рабочего агента и управления его расходом.
Несмотря на эффективность эксплуатации нескольких пластов одной скважиной указанным способом, в вышерассмотренном изобретении имеются некоторые недостатки: отсутствует возможность исследования параметров по пластам, наличие хвостовика насоса или кожуха установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), наличие колонного разъединителя, применение трубок или кабеля для управления, сложность монтажа многопакерной компоновки.
Известна также установка (Патент №2380522, Е21В 43/12) с многопакерной или однопакерной компоновкой с возможностью спуска в скважину колонны труб с электропогружным насосом и регулирующим клапаном. Многопакерная компоновка оснащена двумя посадочными узлами, один из которых расположен выше, а другой ниже верхнего пакера. Регулирующий клапан представляет собой корпус с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен отсекающий элемент, управляемый с поверхности скважины. Представленная установка позволяет управлять с поверхности скважины состояниями «открытия», «закрытия» и степенью регулирования открытия клапанов, что повышает эффективность одновременно-раздельной эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины. Недостатками рассмотренной установки являются наличие хвостовика насоса или кожуха УЭЦН, наличие колонного разъединителя, жесткое соединение клапана с насосной установкой, что приводит к дополнительным нагрузкам на установку электроцентробежного насоса, применение трубок или кабеля для управления, большой объем спуско-подъемных работ при монтаже или ремонте скважинного оборудования.
Технической задачей заявленной полезной модели является повышение эффективности и надежности известных установок за счет исключения из компоновки подвесного оборудования под насосной установкой: кожуха или хвостовика, верхнего хвостовика пакера, уплотняющего устройства колонны насосно-компрессорных труб, а также возможность эксплуатации скважины или отдельно пластов за счет управления с устья скважины состоянием клапана-отсекателя «открыто/закрыто», контролем положения клапана-отсекателя и раздельного для каждого пласта (пропластка) измерения на устье дебита и обводненности пластового флюида скважины.
Технический результат достигается за счет предварительного монтажа между пластами (пропластками) пакера с осевым гидравлическим каналом, перекрытым клапаном-отсекателем и способа выполнения замера дебита и обводненности каждого пласта (пропластка) скважины. При этом установка для эксплуатации скважины представляет собой традиционную (как в однопластовой скважине) установку электроцентробежного насоса с термоманометрической системой и станцией управления с частотным преобразователем.
Сущность полезной модели иллюстрируется схемой (фиг.1), на которой представлено скважинное оборудование с клапаном-отсекателем, перекрывающим по сигналу с устья скважины трубный канал подъема жидкости из нижнего пласта в насос.
Скважинное оборудование состоит из пакера 1, разобщающего в стволе скважины пласты 2 и 3, который герметично соединен с клапаном-отсекателем 4. Клапан-отсекатель 4 может быть расположен как сверху, так и снизу пакера 1 и может иметь два положения «открыто» и «закрыто», положения клапана чередуются. Переключение положений клапана производится созданием перепада давления (агрегатом или компрессором через затрубное пространство скважины рабочим агентом водой/нефтью/азотом) на клапан-отсекатель. Разъединитель 5 используется исключительно для монтажа/демонтажа пакерной компоновки. В состав установки электроцентробежного насоса 6 входит термоманометрическая система 7, информация с которой по кабелю питания 8 погружного электродвигателя 9 подается на станцию управления с частотным преобразователем (на схеме не показано). Вместо связки УЭЦН и станции управления с частотным преобразователем можно использовать УЭЦН с вентильным электродвигателем и станцию управления для ВЭД, необходимым условием является возможность регулирования частоты вращения рабочих колес УЭЦН для поддержания заданного давления на приеме насоса.
Монтаж скважинного оборудования ведется в следующей последовательности.
На монтажной колонне труб в скважину спускается пакер 1 с клапаном-отсекателем 4 и разъединителем 5. Пакер устанавливается в скважину между пластами 2 и 3. Монтажная колонна труб с помощью, например, разъединителя с «левой» резьбой отсоединяется от оголовка 5 и извлекается из скважины. В скважину спускается установка электроцентробежного насоса 6 с термоманометрической системой 7 и погружным электродвигателем 9.
После установки устьевой арматуры запускается в эксплуатацию насос 6. Жидкость из нижнего пласта 3 через осевой канал пакера 1 входной и выходной каналы клапана-отсекателя 4 поступает в надпакерное пространство и смешивается с жидкостью из верхнего пласта 2, поступающей в электроцентробежный насос 6.
При необходимости регулирование дебита нижнего пласта осуществляется регулятором расхода жидкости в виде штуцера (на схеме не показано), установленным в хвостовике пакера ниже запорного элемента клапана-отсекателя 4.
Исследование многопластовой скважины заключается в замере дебита и обводненности пластов раздельно.
Для замера дебита верхнего пласта термоманометрической системой 7 фиксируется давление на приеме насоса бис устья скважины через затрубное пространство создается перепад давления на клапан-отсекатель 4. Клапан переходит в положение «закрыто», контроль смены положения клапана-отсекателя производится по изменению давления на приеме насоса, т.к. прекращается поступление жидкости из пласта 3 в насос 6. После того, как жидкость начинает поступать в насос 6 только из верхнего пласта 2, производится замер дебита и обводненности верхнего пласта наземной автоматизированной групповой замерной установкой.
В процессе замера устанавливается режим работы УЭЦН с поддержанием заданного давления на приеме насоса, значение которого выбирается равным величине давления на приеме насоса, зафиксированного перед началом замера скважины. Таким образом, уравнивается величина рабочей депрессии на верхний пласт до и в процессе замера его режима. Определение обводненности продукции пласта 2 проводится после замены объема смешанной жидкости с двух пластов на пластовую жидкость одного пласта. Объем определяется как сумма объема жидкости от пакера до насоса и объема колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья. После чего производится определение обводненности верхнего пласта.
По окончании замера автоматизированной групповой замерной установкой дебита и обводненности пласта 2 с устья скважины через затрубное пространство создается перепад давления на клапан-отсекатель 4. Клапан переходит в положение «открыто». Возобновляется поступление жидкости из пласта 3 на прием насоса 6. Отбор жидкости ведется из двух пластов в штатном режиме.
Дебит нижнего пласта определяется вычитанием из значения ранее замеренного дебита двух пластов скважины значения замеренного дебита верхнего пласта:
Обводненность нижнего пласта определяется:
СКВ
где Q - замеренный наземной замерной установкой суммарный дебит жидкости двух пластов (скважины);
B
3
q - замеренный наземной замерной установкой дебит верхнего пласта, м/сут;
H
3
q - дебит нижнего пласта, м/сут;
СКВ
В
θ, θ - соответственно замеренные автоматизированной групповой замерной установкой или отбором проб на устье обводненности скважины (двух пластов) и верхнего пласта, д.ед.
Исполнение скважинной компоновки с оставляемым в скважине пакером и клапаном-отсекателем позволяет при малых трудозатратах проводить спуско-подъемные операции для замены и ремонта насосного агрегата.