RU60616U1 - Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления для добычи нефти или газа. Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, два пакера механического действия и центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, при этом второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, две скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры расположены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, а заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном установлены со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб. На колонне насосно-компрессорных труб смонтированы три центратора, первый пакер механического действия выполнен осевой установки, а второй пакер механического действия выполнен опорной установки, первый пакер механического действия осевой установки расположен между нижним и верхним продуктивными пластами, а две скважинные камеры, расположенные между центраторами, установлены между первым пакером механического действия осевой установки и вторым пакером механического действия опорной установки. В результате достигается повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в два продуктивных горизонта (пласта) через одну нагнетательную скважину.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для поддержания пластового давления для добычи нефти или газа.

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 в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, два пакера механического действия и центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, при этом второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, две скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры расположены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, а со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном (см. патент на полезную модель RU №52917, кл. Е 21 В 43/14, 27.04.2006).

В данной установке в случае спуска механических пакеров в комбинации последних с гидравлическими из-за значительной нагрузки давлением при установке гидравлических пакеров, вызывающих большие осевые нагрузки, центраторы не успевают компенсировать возникающие знакопеременные нагрузки, которые могут привести к изгибу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), что вызывает нарушение уплотнения по резьбе или к непрохождению канатного инструмента при производстве работ по смене клапанов в скважинных камерах. Для решения этой задачи приходится увеличивать число

центраторов, что приводит к усложнению их конструкции и ухудшению массогабаритных характеристик установки.

Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является увеличение срока службы работы установки и улучшение ее массогабаритных характеристик за счет снижения нагрузки на центраторы.

Техническим результатом, достигаемым при реализации полезной модели, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в два продуктивных горизонта (пласта) 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 два продуктивных пласта содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, два пакера механического действия и центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, при этом второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, две скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры расположены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, а заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном установлены со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб, на колонне насосно-компрессорных труб смонтированы три центратора, первый пакер механического действия выполнен осевой установки, а второй пакер механического действия выполнен опорной установки, первый пакер механического действия осевой установки расположен между нижним и верхним продуктивными пластами, а две скважинные камеры, расположенные между центраторами, установлены между первым пакером механического действия осевой установки и вторым пакером механического действия опорной установки.

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, особенно, 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 механического действия, причем первый пакер механического действия выполнен осевой установки, а второй пакер механического действия выполнен опорной установки и размещение скважинных камер между центраторами позволяет исключить изгиб колонны насосно-компрессорных труб в месте установки пакеров и между скважинными камерами и снизить величину нагрузки на центраторы, что дает возможность посредством канатного инструмента менять в последних оборудование, например регуляторы расхода, а также повысить жесткость колонны насосно-компрессорных труб в наиболее ослабленных местах, а именно в месте соединения колонны насосно-компрессорных труб с установленными на ней пакерами механического действия 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 с использованием 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 пакер механического действия опорной установки (верхний пакер);

5 - центраторы, установленные между вторым (верхним) пакером механического действия опорной установки и первым (нижним) пакером механического действия осевой установки;

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

7 - первый пакер механического действия осевой установки (нижний пакер);

8 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные под первым пакером 7 механического действия осевой установки;

9 - заглушка или ниппель для клапана;

10 - верхний продуктивный пласт;

11 - нижний продуктивный пласт.

Установка собирается в следующей последовательности снизу вверх: снизу на НКТ 2 устанавливается заглушка или посадочный ниппель 9 с извлекаемым клапаном, далее скважинные камеры 8, первый пакер механического действия осевой установки 7, три центратора 5 со скважинными камерами 6 между ними, второй пакер механического действия опорной установки 4 и над ним скважинная камера 3 с циркуляционным клапаном. Перед спуском установки в скважину скважинные камеры 6 и 8 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 первый пакер 7 механического действия осевой установки двухстороннего действия путем осевого перемещения вверх-вниз колонны насосно-компрессорных труб 2 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте первого пакера 7 механического действия. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку», по крайней мере из одной скважинной камеры 8 под нижним пакером 7. Натяжением колонны насосно-компрессорных труб 2 выбирают вес инструмента до него. Опрессовывают нижний пакер 7 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, при этом, наблюдают возможную циркуляцию жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают второй пакер 4 механического действия опорной установки весом согласно его паспортных данных. Устанавливают канатным инструментом «глухую пробку» в скважинную камеру 8 под

нижним пакером 7. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из одной скважинной камеры 6 под вторым пакером 4 механического действия опорной установки. Опрессовывают второй пакер 4 механического действия опорной установки давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 2. Подгонку колонны насосно-компрессорных труб 2 для герметизации устья скважины проводят, имея в виду, что вес колонны насосно-компрессорных труб 2 на второй пакер 4 механического действия опорной установки должен быть в пределах 12-15 т. Герметизируют устье скважины. В скважинные камеры 6 и 8 под пакерами 4 и 7 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 10 и 11.

После проведения пробной закачки определяют приемистость по отдельным продуктивным пластам 10 и 11. Самым простым и наиболее точным является геофизический метод, который осуществляется спуском расходомера в интервал поглощения каждого продуктивного пласта 10 и 11. Если после определения приемистости появляется необходимость в корректировке объемов закачки рабочего агента по продуктивным пластам 10 и 11, 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 и 8 начинают закачку агента в продуктивные пласты 10 и 11. 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 и газообразных сред из скважин.

Claims (1)

1. Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, два пакера механического действия и центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, при этом второй пакер механического действия расположен над верхним продуктивным пластом, две скважинные камеры установлены по одной между центраторами, две скважинные камеры расположены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше второго пакера механического действия, а заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном установлены со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб, отличающаяся тем, что на колонне насосно-компрессорных труб смонтированы три центратора, первый пакер механического действия выполнен осевой установки, а второй пакер механического действия выполнен опорной установки, первый пакер механического действия осевой установки расположен между нижним и верхним продуктивными пластами, а две скважинные камеры, расположенные между центраторами, установлены между первым пакером механического действия осевой установки и вторым пакером механического действия опорной установки.