ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО ОДНОЛИФТОВОЙ КОЛОННЕ ТРУБ ДВУХ ПЛАСТОВ В ОДНОЙ СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к компоновке оборудования для освоения и добычи нефти из двух пластов в одной скважине по однолифтовой колонне труб.
Известна скважинная установка для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, содержащая колонну труб с одним или несколькими пакерами, образующие надпакерные и подпакерные зоны, оснащенные ниппелями или клапанами регулирования потока, RU №2211311 С2, Е21В 43/14, 2003.08.27; RU №2313659 C1, Е21В 43/14, 2007.12.27; RU №2262586 С2, E21B 43/12, E21B 34/06, 2005.10.20; RU №50596; RU №2253009 C1, Е21В 43/14, 2005.05.27; RU №64279 U1, Е21В 43/14, 2007.06.27; RU; №65127 U1, Е21В 43/14, 2007.07.27.
Известен способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений, заключающийся в установке в скважине электроцентробежного насоса и струйного насоса, закрепленного с помощью пакеров, пакеруемых между верхним и нижним нефтяными пластами, RU №2282759 C1, Е21В 43/14, 2006.08.27.
Известно устройство для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины, включающее колонну труб, хвостовик и насос, размещенные на нижнем конце колонны труб, пакер, установленный на хвостовике между пластами, RU №2315175 С1, Е21В 43/00, 2008.01.20.
Известно устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды под пласт, включающее колонну труб, верхний насос, размещенный в колонне труб под уровнем накопленной нефти, нижний насос, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемый над принимающим пластом, при этом общая производительность верхнего и нижнего насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта, RU №2297521 C1, E21B 43/14, 2007.04.20.
Известна установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик, всасывающий клапан, RU №2297522 C1, E21B 43/14, 2007.04.20; RU №2221136 C1, E21B 43/14, 2004.01.10; RU №49106 U1, E21B 43/14, 2005.11.10.
Известно оборудование для эксплуатации двух пластов в одной скважине, включающее колонну труб, насос, спускаемый в скважину на колонне труб до зоны верхнего пласта, пакер, разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную зону, включающую зону
верхнего пласта, и подпакерную зону, включающую зону нижнего пласта, RU №2296212 С2, Е21В 43/14, 2007.03.27.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
Оборудование «ближайшего аналога» имеет ограниченные эксплуатационные возможности и направлено на отбор нефти из пластов, имеющих разную вязкость и производительность, измерение динамического уровня в пластах и восстановление его путем изменения работы насоса, снабженного клапанами.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей расширить эксплуатационную возможность оборудования, 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 оборудование включает колонну труб, выполненную однолифтовой, насос, спускаемый в скважину на колонне труб до зоны верхнего пласта, пакер, разделяющий эксплуатационную колонну на надпакерную зону, включающую зону верхнего пласта, и подпакерную зону, включающую зону нижнего пласта.
Оборудование содержит верхний пакер, размещенный выше пакера и пакеруемый над зоной верхнего пласта, по крайней мере, три
циркуляционных клапана в виде нижнего, междупакерного и верхнего циркуляционных клапанов, управляемых с устья, по крайней мере, два тепловых компенсатора в виде междупакерного и верхнего тепловых компенсаторов и, по крайней мере, три посадочных узла в виде нижнего, междупакерного и верхнего посадочных ниппелей, а в качестве насоса использован струйный насос с депрессионной или добычной вставками, при этом нижний посадочный ниппель, нижний циркуляционный клапан, пакер, междупакерный посадочный ниппель, междупакерный тепловой компенсатор, междупакерный циркуляционный клапан, расположенные в подпакерной и надпакерной зонах, верхний пакер, верхний посадочный ниппель, верхний циркуляционный клапан, верхний тепловой компенсатор, струйный насос, расположенные над зоной верхнего пласта, размещены последовательно и 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 при работе струйного насоса с депрессионной вставкой;
на фиг.2 - Схема размещения оборудования при работе струйного насоса с добычной вставкой.
Оборудование включает:
Колонну труб - 1.
Струйный насос - 2,
добычную вставку (струйного насоса 1) - 3,
депрессионную вставку (струйного насоса 1) - 4.
Пакер - 5,
подпакерную зону - 6,
надпакерную зону - 7.
Верхний пакер - 8.
Нижний циркуляционный клапан - 9.
Междупакерный циркуляционный клапан - 10.
Верхний циркуляционный клапан -11.
Междупакерный тепловой компенсатор - 12.
Верхний тепловой компенсатор - 13.
Нижний посадочный ниппель - 14.
Междупакерный посадочный ниппель - 15.
Верхний посадочный ниппель - 16.
Хвостовик- 17.
Планшайбу 18.
Оборудование для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине содержит колонну труб 1, струйный насос 2, пакер 5, верхний пакер 8, нижний 9, междупакерный 10, верхний 11 циркуляционные клапаны, междупакерный 12 и верхний 13 тепловые компенсаторы, посадочные узлы в виде нижнего 14, междупакерного 15 и верхнего 16 посадочных ниппелей.
Колонна труб 1 выполнена однолифтовой.
Струйный насос 2 спускают в скважину на колонне труб 1 до зоны верхнего пласта. Струйный насос 2 выполнен с взаимозаменяемыми добычной 3 и депрессионной 4 вставками.
Пакер 5 разделяет эксплуатационную колонну на подпакерную зону 6, включающую зону нижнего пласта, и надпакерную зону 7, включающую зону верхнего пласта.
Верхний пакер 8 размещен выше пакера 5 и пакеруется над зоной верхнего пласта.
Посадочные узлы выполнены в виде нижнего 14, междупакерного 15 и верхнего 16 посадочных ниппелей.
Междупакерный посадочный ниппель 15 установлен над пакером 5 и обеспечивает прекращение потока при глушении его, с помощью канатной техники, пробкой (не показана) при освоении нижнего пласта. Верхний
посадочный ниппель 16 установлен над верхним пакером 8 и обеспечивает прекращение потока при глушении его, с помощью канатной техники, пробкой (не показана) при освоении верхнего пласта. Междупакерный 15 и верхний 16 посадочные ниппели обеспечивают подачу потока при удалении из них, с помощью канатной техники, пробок (не показана) при добыче нефти из верхнего и нижнего пластов.
Нижний посадочный ниппель 14 установлен на хвостовике 17 и обеспечивает прекращение потока из нижнего пласта и удержание жидкости глушения при установке в него, с помощью канатной техники, пробки (не показана) для глушения скважины, в случае необходимости.
Между пакером 5 и верхним пакером 8 установлен междупакерный тепловой компенсатор 12. Выше верхнего пакера 8 установлен верхний тепловой компенсатор 13. Междупакерный тепловой 12 и верхний тепловой 13 компенсаторы компенсируют тепловые расширения колонны труб 1 и устраняют воздействие тепловых расширений на пакер 5 и верхний пакер 8, соответственно.
Нижний 9 и междупакерный 10 циркуляционные клапаны установлены в подпакерной 6 и надпакерный 7 зонах пакера 5, соответственно, а верхний циркуляционный клапан 11 установлен над верхним пакером 8. Нижний 9, междупакерный 10 и верхний 11 циркуляционный клапаны управляются с устья.
Нижний посадочный ниппель 14, нижний циркуляционный клапан 9, пакер 5, междупакерный посадочный ниппель 15, междупакерный тепловой компенсатор 12, междупакерный циркуляционный клапан 10, верхний пакер 8, верхний посадочный ниппель 16, верхний циркуляционный клапан 11, верхний компенсатор 13, струйный насос 2 размещены последовательно и соединены колонной труб 1 с планшайбой 18.
Установку оборудования осуществляют следующим образом.
В заглушенную водой скважину спускают, последовательно установленные, нижний посадочный ниппель 14, нижний циркуляционный клапан 9, пакер 5, междупакерный посадочный ниппель 15, междупакерный тепловой компенсатор 12, междупакерный циркуляционный клапан 10, верхний пакер 8, верхний посадочный ниппель 16, верхний циркуляционный клапан 11, верхний тепловой компенсатор 13, струйный насос 2.
Спуск оборудования (фиг.1) осуществляют при закрытых нижнем 9, междупакерном 10 и верхнем 11 циркуляционных клапанах.
Запакеровывают пакер 5 между верхним и нижнем пластами и проверяют по затрубью его герметичность.
Открывают междупакерный циркуляционный клапан 10 и запакеровывают верхний пакер 8 над зоной верхнего пласта, после чего проверяют по затрубью герметичность его установки.
Монтируют на планшайбе 18 фонтанную арматуру (не показана). Закрывают междупакерный циркуляционный клапан 10 и устанавливают в струйном насосе 2 депрессионную вставку 4 (фиг.1).
Осуществляют освоение нижнего пласта. Подают рабочую жидкость в струйный насос 2, создавая депрессию на нижний пласт, и, вызывая приток нефти из нижнего пласта. После получения наибольшего притока нефти из нижнего пласта прекращают работу струйного насоса 2 и спускают в междупакерный посадочный ниппель 15 глухую пробку (не показана).
Осуществляют освоение верхнего пласта. Открывают междупакерный циркуляционный клапан 10 и вновь подают рабочую жидкость в струйный насос 2. Вызывают наибольший приток нефти из верхнего пласта, после чего прекращают работу струйного насоса 2. Устанавливают глухую пробку в верхний посадочный ниппель 16. Открывают верхний циркуляционный клапан 11, заменяют в струйном насосе 2 депрессионную вставку 4 на добычную вставку 3 (фиг.2) и заменяют рабочую жидкость в затрубном пространстве над верхним пакером 8 на нефть. Закрывают верхний циркуляционный клапан 11 и удаляют из верхнего 16 и междупакерного 15 посадочных ниппелей пробки. Скважина освоена и фонтанирует.
При необходимости замены оборудования скважину заглушают водой.
Устанавливают пробку (не показана) в нижний посадочный ниппель 14, открывают нижний циркуляционный клапан 9 и по колонне труб 1 подают жидкость глушения в подпакерную зону 6 пакера 5. Открывают
междупакерный циркуляционный клапан 10 и под верхний пакер 8 подают жидкость глушения. Открывают верхний циркуляционный клапан 11 и над верхним пакером 8 заменяют нефть жидкостью глушения. Демонтируют фонтанную арматуру (не показана) и поднимают оборудование, последовательно срывая верхний пакер 8 и пакер 5.
Установка верхнего пакера 8 над зоной верхнего пласта и пакеровка пакера 5 между пластами увеличивают безопасность и надежность эксплуатации оборудования.
Функциональность циркуляционных клапанов 9, 10, 11 и посадочных ниппелей 15, 16, а также выполнение струйного насоса 2 с взаимозаменяемыми добычной 3 и депрессионной 4 вставками позволяют проводить освоение и добычу нефти одновременно из двух пластов или раздельно любого из них.
Функциональность циркуляционных клапанов 9, 10, 11 и посадочного ниппеля 14 обеспечивает глушение скважины при замене оборудования, в случае необходимости.
Управление циркуляционными клапанами 9, 10, 11 с устья, глушение посадочных ниппелей 14, 15, 16 пробками расширяют эксплуатационные возможности: освоение пластов, добычу нефти, глушение скважины, в случае необходимости, проведение геофизических исследований каждого в отдельности пласта, без глушения скважины.
Размещение тепловых компенсаторов 12 и 13 на колонне труб 1 снижает воздействие теплового расширения от колонны труб 1 на пакеры 5 и 8 и повышает безопасность работы оборудования.
Предложенное оборудование включает механизмы, приборы, устройства широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обуславливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».