RU52917U1 - Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления при добычи нефти. Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера и опрессовочный ниппель, при этом на колонне труб дополнительно установлены центраторы положения колонны труб относительно эксплуатационной колонны скважины, а на колонне труб установлено два пакера механического действия и один пакер гидравлического действия, причем первый пакер механического действия расположен между нижним и средним продуктивными пластами, пакер гидравлического действия расположен между средним и верхним продуктивными пластами и второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, между пакерами расположено по три центратора, скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, со стороны нижнего конца на колонне труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном. В результате достигается повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки рабочего агента в несколько продуктивных горизонтов (пластов), через одну нагнетательную скважину, на многопластовом месторождении для дополнительной добычи углеводородов.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для поддержания пластового давления при добыче нефти.

Известны установки для закачки рабочего агента в продуктивный пласт, содержащие колонну труб с одним или несколькими пакерами и регуляторы подачи рабочего агента (см. книгу Мирзаджанзаде А.Х. «Технология и техника добычи нефти» М., Недра, 1986, или каталог «Оборудование для раздельной эксплуатации многопластовых нефтяных и газовых скважин», ЦИНТИхимнефтемаш., 1988, с.43-45).

Однако надежность работы данных установок недостаточно высока, что связано негерметичностью уплотнений в местах соединения спускаемого в скважину на колонне труб оборудования.

Наиболее близкой к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта, содержащая смонтированное на колонне труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера и опрессовочный ниппель, (патент RU №2253009, кл. Е 21 В 43/14, 05.27.2005).

Однако в данной установке спуск пакеров в скважину на колонне труб, как правило, производится с разъединителями колонн, что, как показывает промысловая практика, резко снижает надежность работы спускаемого оборудования. Это связано с тем, что появляются утечки по уплотнениям разъединителей колонн и компоновка установленного в скважине оборудования перестает выполнять свое назначение. В случае спуска механических пакеров или в комбинации последних с гидравлическими из-за отсутствия центраторов в компоновке спускаемого в скважину оборудования и значительной разницы этого оборудования в диаметрах, при больших осевых нагрузках в процессе установки механических пакеров происходит изгиб колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), что приводит к нарушению уплотнений по резьбе или к непрохождению канатного инструмента при производстве работ по смене клапанов в скважинных камерах.

Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является предотвращение изгиба колонны труб, при котором происходит разгерметизация уплотнений в местах соединения оборудования и колонны труб и обеспечение

возможности спуска, установки и извлечения инструмента из скважинных камер по всей длине колонны труб.

Техническим результатом, достигаемым при реализации полезной модели, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в несколько продуктивных горизонтов (пластов) через одну нагнетательную скважину на многопластовом месторождении для дополнительной добычи углеводородов.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера и опрессовочный ниппель, при этом на колонне труб дополнительно установлены центраторы положения колонны труб относительно эксплуатационной колонны скважины, а на колонне труб установлено два пакера механического действия и один пакер гидравлического действия, причем первый пакер механического действия расположен между нижним и средним продуктивными пластами, пакер гидравлического действия расположен между средним и верхним продуктивными пластами и второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, между пакерами расположено по три центратора, скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, со стороны нижнего конца на колонне труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном.

Эффективность технологии на многопластовых месторождениях в основном достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательных скважин для поддержания проектного пластового давления (ППД), в зоне отбора пластового флюида и дополнительной, за счет этого, добычи углеводородов по объектам разработки. Разукрупнение наземных коммуникаций для прокачки рабочего агента позволяет уменьшить протяженность и число направлений трубопроводов и повысить надежность их работы в осенне-зимний периоды из-за уменьшения вероятности переохлаждения и замораживания, связанного с увеличением объема и скорости его прокачки.

Выполнение установки с тремя центраторами между пакерами и размещение скважинных камер между центраторами позволяет исключить изгиб колонны насосно-компрессорных труб в месте установки пакеров и между скважинными камерами, что дает возможность посредством канатного инструмента менять в последних оборудование, например регуляторы расхода, а также повысить жесткость колонны труб в наиболее ослабленных местах, а именно в месте соединения колонны труб с установленными на ней пакерами и скважинными камерами.

За счет направленного воздействия закачкой рабочего агента на вытеснение пластового флюида по направлению забоев добывающих скважин создаются условия для дополнительной добычи углеводородов и поддержания первоначального или проектного пластового давления (ППД), при этом при использовании данной установки для одновременно-раздельной закачки рабочего агента представляется возможным разделить группы пластов на отдельные пласты в зависимости от условий и задач эксплуатации, закачку рабочего агента обеспечить в несколько пластов одной нагнетательной скважиной, регулировать расход рабочего агента для каждого пласта нагнетательной скважины путем подбора соответствующего для них штуцера или регулятора в скважинной камере.

Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.

На чертеже представлена схема установки для одновременно-раздельной закачки рабочего агента.

На схеме установки представлены:

1 - эксплуатационная колонна;

2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

3 - скважинная камера с циркуляционным клапаном;

4 - второй (верхний) пакер механического действия;

5 - центраторы, установленные между верхним пакером механического действия и пакером гидравлического действия;

6 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, установленные между центраторами 5;

7 - опрессовочный ниппель;

8 - пакер гидравлического действия;

9 - центраторы, установленные между пакером гидравлического действия и первым (нижним) пакером механического действия;

10 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные между центраторами 9;

11 - первый (нижний) пакер механического действия;

12 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные под первым пакером 11 механического действия;

13 - заглушка или ниппель для клапана;

14 - верхний продуктивный пласт;

15 - средний продуктивный пласт;

16 - нижний продуктивный пласт.

Установка собирается в следующей последовательности снизу вверх: снизу на НКТ 2 устанавливается заглушка или посадочный ниппель 13 с извлекаемым клапаном, далее скважинные камеры 12, первый пакер 11 механического действия, три центратора 9 со скважинными камерами 10 между ними, пакер гидравлического действия 8, опрессовочный ниппель 7, три центратора 5 со скважинными камерами 6 между ними, второй пакер 4 механического действия и над ним скважинная камера 3 с циркуляционным клапаном. Перед спуском установки в скважины скважинные камеры 6, 10 и 12 закрыты «глухими» пробками.

После спуска установки в скважину на проектную глубину с установленным на колонне насосно-компрессорных труб 2 оборудованием в вышеперечисленной последовательности, устанавливают в эксплуатационной колонне пакер 11 механический, двухстороннего действия, путем осевого перемещения вверх-вниз колонны насосно-компрессорных труб 2 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте пакера 11 механического действия. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку», по крайней мере из одной скважинной камеры 12 под нижним пакером 11. Натяжением колонны насосно-компрессорных труб 2 выбирают вес инструмента до него. Опрессовывают пакер 11 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, при этом наблюдают возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Устанавливают канатным инструментом опрессовочный клапан в опрессовочное седло над пакером 8 гидравлического действия. Опрессовывают колонну насосно-компрессорных труб 2 давлением. Извлекают канатным инструментом опрессовочный

клапан из опрессовочного седла пакера 8 гидравлического действия. Устанавливают канатным инструментом «глухую пробку» в скважинную камеру 12 под пакером 11. Распакеровывают пакер 8 гидравлического действия в эксплуатационной колонне 1 созданием избыточного давления. Извлекают канатным инструментом «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 10, под пакером 8 гидравлического действия. Натяжением колонны насосно-компрессорных труб 2 выбирают вес компоновки оборудования (инструмента) установки до пакера 8 гидравлического действия. Опрессовывают пакер 8 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают пакер 4 механического действия. Подгонку колонны насосно-компрессорных труб 2 для герметизации устья скважины проводят, имея в виду, что разгрузка колонны насосно-компрессорных труб 2 на пакер 8 гидравлического действия должна составлять в пределах 12-15 т. Герметизируют устье скважины. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 6 под пакером 4 механического действия. Опрессовывают пакер 4 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. В скважинные камеры 6, 10 и 12 под пакерами 4, 8 и 11 канатным инструментом, устанавливают штуцера или регуляторы расхода в зависимости от запланированных объемов закачки рабочего агента. Подачей рабочего агента на устье скважины приступают к его пробной закачке в пласты 14, 15 и 16.

После проведения пробной закачки определяют приемистость по отдельным продуктивным пластам. Самым простым и наиболее точным является геофизический метод, который осуществляется спуском расходомера в интервал поглощения каждого продуктивного пласта. Если после определения приемистости появляется необходимость в корректировке объемов закачки рабочего агента по продуктивным пластам, то канатным инструментом проводят смену штуцеров или регуляторов расхода

После пробной закачки подачей рабочего агента под заданным, определенном в ходе пробной закачки, давлением на устье скважины через НКТ 2 и скважинные камеры 6, 10 и 12 начинают закачку агента в продуктивные пласты 14, 15, 16. По истечении определенного времени закачки агента, как правило от 2 до 10 суток, геофизическими или иными методами, определяют приемистость каждого продуктивного пласта. При

несоответствии приемистости одного или нескольких пластов заданным технологическим параметрам рассчитывают диаметры штуцеров или регуляторов расхода и проводят их смену канатным инструментом. Скважину снова пускают под закачку рабочего агента.

Настоящая полезная модель может найти применение в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где осуществляется добыча жидких сред из скважин.

Claims (1)

1. Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера и опрессовочный ниппель, отличающаяся тем, что на колонне труб дополнительно установлены центраторы положения колонны труб относительно эксплуатационной колонны скважины, а на колонне труб установлено два пакера механического действия и один пакер гидравлического действия, причем первый пакер механического действия расположен между нижним и средним продуктивными пластами, пакер гидравлического действия расположен между средним и верхним продуктивными пластами и второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, между пакерами расположено по три центратора, скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, со стороны нижнего конца на колонне труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном.