Устройство и способ для двухзонной добычи из скважин

 

Изобретение касается добычи жидких углеводородов из скважины, относится, в частности, к одновременной добыче жидких углеводородов из скважин, имеющих две зоны добычи, которые сообщаются со скважиной, и обеспечивает упрощение устройства и повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ и устройство предназначены для добычи жидких углеводородов через одну эксплуатационную колонну труб из двух зон, которые сообщены со скважиной. Устройство содержит пакер, помещенный в скважине для выборочного предотвращения потока жидкости через скважину из первой зоны во вторую зону, эксплуатационную колонну труб, которая проходит через скважину и сообщается посредством жидкости через пакер со второй зоной. Имеются первый и второй насосы для перемещения жидкости через эксплуатационную колонну труб. Второй насос перемещает жидкость из нижней зоны в эксплуатационную колонну труб. Перфорированный соединитель помещен в эксплуатационную колонну труб между вторым и первым насосами. Второй насос имеет расчетную производительность при расчетной скорости и принадлежит к типу, который препятствует потоку жидкости через насос в любом направлении, когда он не перекачивает жидкость из второй зоны. Первый насос размещен в эксплуатационной колонне труб выше второго насоса и имеет заранее установленную производительность при рабочей скорости, которая больше производительности второго насоса на значение производительности желаемой добычи из первой зоны. Нижний насос дозирует жидкость из нижней зоны, а верхний насос выкачивает жидкость из скважины так, что обе зоны вырабатываются одновременно без потери жидкости от любой зоны независимо от того, в какой зоне давление ниже. Средства для управления сообщением посредством жидкости через пакер зависят от того, в какой зоне давление выше. 2 c. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

Данное изобретение касается добычи жидких углеводородов из углеводородной скважины и в частности к одновременной добыче жидких углеводородов из скважин, имеющих две зоны добычи, которые сообщаются со скважиной.

Не является необычным, что углеводородная скважина проходит через две или больше продуктивные углеводородные формации или зоны, которые имеют различные потенциалы добычи. Поскольку потенциалы добычи различных зон неуравновешены, нежелательно давать жидкостям из различных зон свободно перемешиваться между собой, поскольку это может неблагоприятно влиять на полную производительность скважины. Во многих районах правительственные инструкции также запрещают свободное смешение жидких углеводородов из различных зон добычи. Один из традиционных способов добычи из двухзонной скважины заключается в изолировании зон путем применения пакеров или подобных им устройств и добыче в какое-то время из одной зоны со дна скважины до истощения каждой зоны.

Недостатком этого метода является то, что производительность скважины колеблется между максимумом добычи для каждой зоны и минимумом добычи при истощении каждой зоны. Еще одним недостатком этого традиционного метода является то, что в то время как нижняя зона разрабатывается, углеводородная жидкость в верхней зоне может быть безвозвратно потеряна в другую скважину или тому подобное.

Другой традиционный способ добычи из многозонной скважины заключается в разработке каждой зоны через отдельную эксплуатационную колонну. Этот метод имеет несколько недостатков. Во-первых, скважины часто бурят без знания числа зон добычи, которые будут встречены. Для экономии затрат обычно для бурения скважины используют обсадные колонны такого диаметра, который позволяет разместить только одну эксплуатационную колонну труб. Если в скважине такого диаметра сталкиваются с несколькими зонами добычи, добыча из нескольких эксплуатационных колонн является непрактичной или невозможной.

Известны устройства для добычи нефти и газа из многозонной скважины (см. патенты США 3746089 и 3765483, 1973 г.).

В патенте США 3346089 приведено описание устройства для добычи из двух или более нефтяных и газовых зон, позволяющее выводить продукт по крайней мере из одной зоны в одну камеру, в которой продукты из разных зон смешиваются, и смесь поднимается к земной поверхности одним насосом. Недостаток такого устройства заключается в том, что, если естественное давление в двух зонах является неуравновешенным, то пока зона с более высоким давлением не будет истощена, другая зона никогда не будет вырабатываться, потому что зона с более высоким давлением будет всегда преобладать в добыче, оставляя невыработанной зону с более низким давлением.

В патенте США 3765483 приведено описание способа и устройства для добычи из двухзонных нефтяных скважин, когда углеводородным жидкостям от каждой зоны позволяют стекать в отдельные камеры, где продукт от каждый зоны выкачивают отдельные насосы, приводимые в действие общей колонной штанг.

Продукты от отдельных насосов смешиваются и передаются на поверхность через одну трубу. Продукт от нижней зоны качают через проход, который обходит верхнюю зону, в общий коллектор трубы, откуда он выдается. Проход и запорный клапан, через который продукт от верхней зоны выкачивают вторым насосом, размещены в кольцевом корпусе. Две зоны таким образом выдают жидкие углеводороды независимо, и углеводороды смешиваются в верхней части эксплуатационной колонны труб выше второго насоса. Недостатком устройства является то, что кольцевой корпус является большим комплексом и требует скважины значительного диаметра, в которой могли бы легко разместиться две эксплуатационные колонны труб.

Целью изобретения является создание устройства для добычи углеводородов из двухзонной скважины через одну эксплуатационную колонну труб, которое было бы простым и недорогим в изготовлении.

Дальнейшей целью изобретения является создание устройства для добычи углеводородов из двухзонной скважины, которое позволяло бы отмерять добычу из каждой зоны с желаемой производительностью так, чтобы соответственно регулировалась добыча из скважины.

Еще одной целью изобретения является создание устройства для добычи углеводородов из двухзонной скважины, в котором колонна труб, включая насосы, может быть подготовлена на поверхности и введена в скважину для разработки зон без потери жидких углеводородов в зону низкого давления до того, как эксплуатационная колонна труб будет опущена в скважину, и в то время, когда эксплуатационная колонна труб должна быть извлечена из скважины для обслуживания насосов, и т.д.

Эти и другие цели изобретения достигнуты в устройстве для добычи жидких углеводородов через одну эксплуатационную колонну труб из первой и второй зон, которые сообщаются с углеводородной скважиной, причем первая зона расположена ближе к вершине скважины, содержащем: пакер, расположенный в скважине между первой и второй зонами добычи; эксплуатационную колонну труб, которая проходит через скважину и находится в связи посредством жидкости через пакер со второй зоной; первый насос для перемещения жидкостей в первом направлении, когда насос используется для перекачивания в этом направлении, причем первый насос имеет заранее установленную производительность для перекачивания жидкостей в первом направлении, когда он работает с заранее установленной скоростью; второй насос для перемещения жидкостей в первом направлении, когда второй насос используется для перекачивания в этом направлении, причем второй насос устроен так, чтобы препятствовать потоку жидкостей через насос в любом направлении, когда насос не используется для перекачивания, причем второй насос имеет заранее установленную производительность для перекачивания жидкостей, когда он работает с заранее установленной скоростью, причем производительность второго насоса меньше, чем производительность первого насоса, когда он работает с заранее установленной скоростью; первый и второй насосы эксплуатационно присоединены к колонне труб для добычи углеводородных жидкостей из первой зоны и второй зоны соответственно через колонну труб; средства, расположенные между первым и вторым насосами, для впуска углеводородной жидкости из первой зоны в эксплуатационную колонну труб; и средства для приведения в действие первого и второго насосов с заранее установленной скоростью.

В заявленном изобретении предлагается также способ одновременной добычи жидких углеводородов из первой и второй зон, которые сообщаются с углеводородной скважиной, заключающийся в том, что: размещают пакер в скважине между первой и второй зонами, причем пакер обеспечивает выборочное перемещение жидкости между второй зоной и эксплуатационной колонной труб при присоединении к эксплуатационной колонне труб; подготавливают колонну труб, которая содержит первый насос для добычи жидких углеводородов из первой зоны, второй насос для добычи жидких углеводородов из второй зоны и перфорированный соединитель между первым и вторым насосами для обеспечения вхождения жидких углеводородов в эксплуатационную колонну труб между первыми и вторыми насосами, причем первый насос имеет первую производительность, а второй насос имеет вторую производительность для перекачивания жидких углеводородов, при этом первая производительность больше второй производительности приблизительно на желаемую производительность первой зоны, причем второй насос препятствует потоку углеводородов в любом направлении через него, когда насос не приводится в действие для перекачивания;
опускают колонну труб в скважину так, чтобы обеспечить выборочную передачу жидкости между второй зоной и колонной труб;
вводят средства привода через эксплуатационную колонну труб для приведения в действие первого и второго насосов; и
приводят в действие первый и второй насосы с одной и той же скоростью так, чтобы жидкие углеводороды добывались из второй зоны вторым насосом в колонну труб и выдавались из скважины первым насосом, который поднимает жидкость, добытую из второй зоны наряду с желаемой добычей из первой зоны.

Таким образом, в соответствии с изобретением предлагаются устройство и способ добычи углеводородов из буровой скважины, имеющей первую и вторую зоны добычи с неуравновешенными давлениями жидкости. Устройство просто и экономично собирается и может быть опущено в любую обсадную колонну, достаточно большую, чтобы разместить одну эксплуатационную колонну труб. Устройство в соответствии с изобретением содержит пакер, установленный между двумя зонами добычи для предотвращения связи посредством жидкости между зонами. Пакер должен быть сконструирован так, чтобы обеспечить связь посредством жидкости между второй зоной и насосом, размещенным выше пакера. Конструкция пакера в основном зависит от того, верхняя или нижняя зона является зоной низкого давления (зоной "вора"). Если верхняя зона является зоной "вора", то пакер может быть простым сальниковым пакером скважины с запорным клапаном, имеющим нагруженную пружиной заслонку, которая закрывает нижний конец уплотненной скважины, препятствуя связи через пакер посредством жидкости. Если нижняя зона является зоной "вора", то требуется другой пакер. Предпочтительным для использования в этих обстоятельствах является новая конструкция пакера, в дальнейшем называемая "изолирующим пакером", который предпочтительно содержит механизм для непроницаемого для жидкости соединения с колонной труб на верхнем конце пакера и поворотный рукавный клапан на нижнем конце пакера, который может быть выборочно открыт или закрыт поворотом колонны труб с поверхности, чтобы выборочно управлять связью посредством жидкости между колонной труб и зоной "вора".

В дополнение к пакеру для изоляции и выборочного управления связью посредством жидкости между зонами добычи устройство далее содержит колонну труб, имеющую первый насос для добычи жидких углеводородов из первой зоны и второй насос для добычи жидких углеводородов из второй зоны. Первый насос имеет заранее установленную производительность для перекачивания жидкостей, когда он работает при данной скорости, а второй насос имеет заранее установленную производительность, когда он работает при данной скорости, которая меньше, чем заранее установленная производительность первого насоса. Перфорированный соединитель или ему подобный помещен между первым и вторым насосами, чтобы обеспечить проход жидкости из первой зоны в эксплуатационную колонну труб. Предпочтительно первая колонна штанг используется, чтобы приводить в действие первый насос, а вторая колонна штанг связывает первый и второй насосы так, чтобы два насоса работали при одной и той же скорости. Когда насосы работают, жидкие углеводороды подаются через второй насос в эксплуатационную колонну труб. Поскольку первый насос имеет большую производительность, жидкие углеводороды подаются в эксплуатационную колонну труб от первой зоны и смешиваются с жидкостью, добытой из второй зоны. Первый насос поднимает смешанные жидкие углеводороды на поверхность. В то время как жидкости смешиваются, смешение происходит только в пределах колонны труб, пока оба насоса находятся в действующем состоянии.

Устройство в соответствии с изобретением таким образом обеспечивает управляемую, дозированную одновременную добычу из обеих зон добычи, несмотря на какую-либо разность гидравлических давлений между двумя зонами. Если нижняя зона является зоной высокого давления, второй насос эффективно дозирует добычу из второй зоны, в то время как первый насос обеспечивает добычу углеводородной жидкости из первой зоны с желаемой производительностью и поднимает на поверхность добычу из обеих зон. Если нижняя зона является зоной "вора", второй насос обеспечивает добычу из второй зоны, в то время как первый насос дозирует добычу углеводородной жидкости из первой зоны и поднимает на поверхность добычу из обеих зон. Производительность каждого насоса может быть выбрана так, чтобы добывать желаемый объем жидкостей из каждой зоны, таким образом сглаживая и потенциально продлевая добычу из скважины. Так как связь посредством жидкости между зонами предотвращена, устройство удовлетворяет тем нормам, которые запрещают связь посредством жидкости между различными зонами добычи.

В предлагаемом устройстве предпочтительно использовать насосы с прогрессирующей полостью (Progressive Cavity Pumps (PCPs)), однако любой положительный вытесняющий насос, который эффективно препятствует потоку жидкости, когда не используется для перекачки, может использоваться в устройстве в соответствии с изобретением. Примерами таких насосов являются плунжерные насосы и насосы с внешними винтовыми шестернями. Если используется плунжерный насос, то его нельзя применять там, где верхняя зона является зоной "вора", если не добавлен третий клапан, который открывается и закрывается возвратно-поступательным движением плунжера или приводной штанги. Такие устройства существуют и известны в данной области техники. Далее изобретение пояснено примерами и чертежами.

На фиг. 1 приведен схематический разрез известного устройства для одновременной добычи жидких углеводородов из двух зон в углеводородной буровой скважине;
на фиг. 2 приведен схематический частичный разрез части углеводородной буровой скважины с обсадной колонной и устройством в соответствии с первым вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 3 - то же, когда устройство установлено в рабочем положении в буровой скважине, и колонна штанг присоединена в рабочем положении для добычи жидкостей из скважины;
на фиг. 4 приведен схематический чертеж с частичным разрезом, показывающий устройство в соответствии со вторым вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 5 - то же, когда колонна труб находится в положении для добычи жидких углеводородов из скважины, а колонна штанг присоединена к устройству.

На фиг. 1 приведен схематический чертеж углеводородной буровой скважины 10, которая проходит через первую зону добычи 12 и вторую зону добычи 14. Для целей примера вторая или нижняя зона 14 является зоной высокого давления, а первая зона 12 является зоной низкого давления, обычно называемая как зона "вора". Зона высокого давления 14 может иметь естественное давление, достаточное для подъема углеводородов, которые поступают в коллектор через перфорации 18 обсадной колонны 16 в ее нижней части к перфорациям 18 в зоне "вора" 12, где углеводороды могут быть потеряны, если связь посредством жидкости между двумя зонами не прекращена. Для этой цели пакер 20, хорошо известный в данной области техники, установлен между зонами для предотвращения перехода жидкости из зоны более высокого давления 14 в зону низкого давления 12. Для добычи углеводородов одновременно из обеих зон скважина в показанном известном устройстве эксплуатируется с использованием двух независимых эксплуатационных колонн труб, состоящих из первичной колонны труб 22 и вторичной колонны труб 24. Такое расположение осуществимо только, если нижняя часть обсадной колонны 16 достаточно велика, чтобы разместить обе колонны труб, то есть должна иметь диаметр по крайней мере около 7" (дюймов). В типичной конфигурации такого устройства для добычи поверхностная обсадная колонна 26 поддерживает верхнюю часть обсадной колонны 28, которая соединена на нижнем конце с переходником, обычно с переходником от 8 5/8" к 7". Переходник 30 связывает верхнюю часть обсадной колонны 28 с нижней частью обсадной колонны 16 и используется в тех случаях, когда двойная конструкция подвески эксплуатационной колонны труб к голове скважины, голова 34 колонны труб разделяет колонны труб достаточно для того, чтобы они не попали непосредственно в меньшую обсадную эксплуатационную колонну 16. В этой ситуации меньшая эксплуатационная обсадная колонна может быть подвешена к большей промежуточной или поверхностной обсадной колонне, если это выполнимо и разрешено, или переходник к большей обсадной колонне используется так, что имеется достаточная длина для того, чтобы колонна труб изогнулась и вошла в меньшую эксплуатационную обсадную колонну 16. К вершине поверхностной обсадной колонны 26 присоединена головная часть 32 обсадной колонны, которая поддерживает голову 34 колонны труб. Голова 34 колонны труб, в свою очередь, поддерживает первичную колонну труб 22 и вторичную колонну труб 24, так же как соответствующее им оборудование привода насоса (не показано) способом, известным в данной области техники. В нижней части каждой первичной эксплуатационной колонны труб 22 и вторичной колонны труб 24 установлен насос 36, например насос с прогрессирующей полостью (PCPs). Насосы приводят в действие с поверхности колоннами штанг 38 способом, хорошо известным в данной области техники. Колонны штанг проходят через центрирующие устройства (не показаны), чтобы гарантировать, что они не изнашиваются при контакте со сторонами колонн труб. Двойное устройство якорь/замок 40 применено для соединения вместе двух колонн труб ниже насоса 36, соединенного с нижним концом вторичной колонны труб 24, чтобы гарантировать, что колонны труб сцеплены для того, чтобы устранить движение колонн относительно друг друга и таким образом минимизировать износ.

Преимуществом устройства, показанного на фиг. 1, является то, что обе зоны 12 и 14 разрабатываются одновременно с желаемой производительностью добычи независимо от давления жидкости в каждой зоне. Так как обе зоны разрабатываются одновременно, добыча скважины относительно устойчива и предсказуема, и жидкости не теряются ни из какой из зон в другие скважины из-за перерывов в добыче. Принципиальным недостатком этого известного решения является то, что обсадная колонна должна быть достаточно большой, чтобы разместить две эксплуатационные колонны труб, и требуются две колонны специальной формы с независимыми приводами.

На фиг. 2 показан первый вариант выполнения устройства в соответствии с настоящим изобретением. Этот вариант выполнения предназначен для использования в случаях, когда первая зона добычи 12 является зоной более низкого давления, чем вторая зона добычи 14. Чтобы разрабатывать скважину, обсадная колонна 42, которая сообщается и с верхней зоной 12, и с нижней зоной 14, является перфорированной, чтобы обеспечить поток жидкости в обсадную колонну от каждой из зон. Сальниковый пакер 44 скважины установлен в скважине выше второй зоны 14 добычи с помощью труб или тросовых приспособлений с применением способов, хорошо известных в данной области техники. Сальниковый пакер 44 может быть постоянного или съемного типа и снабжен сальником скважины (не показан). Сальник скважины является точно обработанным участком скважины, имеющим поверхность, уплотнение к которой может быть выполнено O-образными кольцами, как будет объяснено ниже более подробно. Запорный клапан 46 расположен на нижней стороне пакера, чтобы предотвратить поток жидкостей вверх через сальниковый пакер скважины, когда подпружиненная заслонка 48 находится в закрытом положении. Этот тип пакера хорошо известен в данной области техники и обычно используется в газовых скважинах высокого давления для добычи коррозионных газов, которые не должны быть допущены ко входу в коллектор выше уплотнения.

Эксплуатационная колонна труб 50 вводится в скважину для разработки первой зоны 12 и второй зоны 14. В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения настоящего изобретения нижняя часть эксплуатационной колонны труб, содержащая пару насосов, например типа РСР, монтируется на поверхности. Нижняя часть эксплуатационной колонны труб 50 содержит удлинитель 52 сальника скважины. Этот удлинитель может быть введен через сальник скважины в пакере 44 для принудительного открытия заслонки 48 запорного клапана 46 для обеспечения связи посредством жидкости между второй зоной добычи 14 и колонной труб 50. Имеется уплотнение между удлинителем 52 и сальником скважины в пакере 44 посредством множества O-образных колец 54, удерживаемых в радиальных углублениях на внешней поверхности удлинителя 52. Выше удлинителя 52 расположены первый насос 56 и второй положительный вытесняющий насос 58. Каждый насос имеет определенную, заранее установленную производительность и степень напора, как будет описано более подробно в отношении фиг. 3. Первый насос 56 и второй положительный вытесняющий насос 58 соединены по крайней мере перфорированным, обычно коротким соединителем труб 60, обычно называемым как стык "pup" или "sub". Перфорированный соединитель труб 60 позволяет жидким углеводородам, текущим от верхней зоны добычи 12, войти в колонну труб 50, как будет также объяснено ниже в отношении фиг. 3.

На фиг. 3 показано, как колонна труб, описанная выше, вводится в скважину так, что удлинитель 52 вводится через сальник скважины пакера 44 и принудительно переводит подпружиненную заслонку 48 в открытое положение таким образом, что жидкие углеводороды из зоны добычи 14 находятся в связи посредством жидкости с эксплуатационной колонной труб 50. Первый насос 56 и второй положительный вытесняющий насос 58 являются предпочтительно РСР насосами, которые взаимосвязаны колонной штанг 62 так, что они приводятся в действие с одной и той же скоростью. После того, как эксплуатационная колонна труб 50 оказывается в положении для добычи, как показано на фиг. 3, приводная колонна, обычно колонна штанг 64, вводится в эксплуатационную колонну труб 50 с поверхности. Нижний конец приводной колонны 64 предпочтительно содержит охватывающий элемент 66 включающе-выключающего соединительного механизма. Охватывающий компонент 66 соединяется с вершиной охватываемого элемента 68 включающе-выключающего соединительного механизма. Элемент 68 присоединен к вершине ротора первого насоса так, что приводная колонна 64 может быть вращаема для согласованного привода насосов 56 и 58.

Для добычи жидких углеводородов из скважины приводная колонна 64 вращается для привода первого насоса 56 и второго насоса 58. Как объяснено выше, по крайней мере второй насос 58 является положительным вытесняющим насосом, так что он препятствует потоку жидкости в любом направлении всегда, когда насос не работает для перекачивания. Таким образом, связь посредством жидкости между зонами контролируется, и жидкость не теряется от зоны высокого давления 14 в зону низкого давления 12, когда насосы не работают. Когда насосы приводятся в действие, второй насос 58 дозирует жидкость из зоны высокого давления 14 в коллектор эксплуатационной колонны труб 50. Как объяснено выше, первый насос 56 имеет производительность и напор достаточные, чтобы поднять жидкий углеводородный продукт на поверхность, в то время как второй насос 58 может иметь низкий напор, поскольку он передает жидкость от нижней зоны на небольшую высоту подъема. Как отмечено выше, когда нижняя зона является зоной высокого давления, второй насос 58 действует скорее для дозирования жидкости от нижней зоны, чем для перекачивания ее, если нижняя зона имеет достаточное естественное давление, чтобы поднять жидкие углеводороды мимо второго насоса 58. Если так, то когда приводная колонна 64 работает с предопределенной скоростью привода, жидкость, дозированная вторым насосом 58, поступает в эксплуатационную колонну труб 50. Так как дозированный поток жидкости через второй насос 58 меньше, чем производительность первого насоса 56, жидкие углеводороды вытягиваются из второй зоны добычи 12 через перфорированный соединитель 60 колонны труб и поднимаются на поверхность. Соответствующие производительности первого насоса 56 и второго насоса 58 определяют, сколько жидких углеводородов добывается из каждой из зон 12 и 14. Выбирая подходящую производительность как для первого насоса 56, так и второго насоса 58, можно установить и контролировать желательную скорость добычи из каждой зоны.

Если колонну труб 50 нужно поднять для обслуживания насосов или подобной работы, то заслонка 48 запорного клапана 46 закрывается, чтобы воспрепятствовать потоку жидкости от второй зоны 14 к первой зоне 12, и поэтому предотвращается связь посредством жидкости между зонами. После того, как обслуживание завершено, колонна труб 50 вводится обратно в скважину, и связь посредством жидкости с колонной труб восстанавливается, когда удлинитель 52 вставляется через сальник скважины в пакере 44, чтобы открыть подпружиненную заслонку 48.

На фиг. 4 изображен второй предпочтительный вариант выполнения изобретения, который предназначен для использования в том случае, когда первая зона добычи 12 имеет более высокое давление, чем вторая зона добычи 14. В этом случае сальниковый пакер скважины с запорным клапаном, показанный на фиг. 2 и 3, не обязательно удовлетворителен, потому что давление жидкости в верхней зоне добычи может перевесить создаваемую пружиной нагрузку заслонки 48, чтобы обеспечить связь посредством жидкости между верхней зоной 12 высокого давления и зоной "вора" 14 низкого давления. В этом случае жидкие углеводороды могут быть потеряны в зоне 14 более низкого давления и, возможно, в другой скважине. Пакер 70 (в дальнейшем называемый изолирующим пакером) вводится в скважину с помощью приспособлений, состоящих из колонны труб или тросов, способом, известным в данной области техники. Изолирующий пакер 70 содержит на своем нижнем конце изолирующий клапан 72 и охватываемый элемент 74 запирающего механизма, установленный на верхнем конце пакера 70. Изолирующий клапан 72 содержит внутренний патрубок (не показан), соединенный с возможностью поворота с охватываемым элементом 74, и внешний патрубок, неподвижно связанный с изолирующим пакером 70. Каждый патрубок содержит множество радиальных отверстий, которые могут быть установлены в одну линию, когда внутренний патрубок поворачивается относительно внешнего так, чтобы отверстия в двух патрубках позволили бы потоку жидкости проходить через изолирующий клапан 72. Поворот внутреннего патрубка осуществляется путем вращения охватываемого элемента 74. К нижнему концу эксплуатационной колонны труб 50 присоединен охватывающий элемент 76, соответствующий охватываемому элементу 74, чтобы обеспечить управление работой изолирующего клапана 72 путем вращения эксплуатационной колонны труб 50. Во всех других отношениях эксплуатационная колонна 50 содержит такие же компоненты, как описано выше относительно фиг. 2 и 3. Первый насос 56 и второй положительный вытесняющий насос 58 имеют заранее установленные производительности и степени напора так, что второй насос 58 добывает жидкость из нижней зоны 14 в эксплуатационную колонну труб 50, которая смешивается с добычей из верхней зоны 12, извлеченной через перфорированный соединитель 60 первым насосом 56 и поднимается на поверхность, как описано выше.

На фиг. 5 показана эксплуатационная колонна труб 50, проходящая через обсадную колонну 42 скважины с охватывающим элементом 76, связанным с охватываемым элементом 74 (см. фиг.4), который соединен с вершиной изолирующего пакера 70. После ввода в зацепление элементов запирающего механизма колонна труб 50 поворачивается приблизительно на 1/4 оборота для открытия отверстий в изолирующем клапане 72, чтобы обеспечить связь посредством жидкости между колонной труб 50 и второй зоной добычи 14. Поскольку второй насос 58 является положительным вытесняющим, жидкость не перемещается из верхней зоны добычи 12 в зону низкого давления 14. Жидкостные уплотнения в запирающем механизме с элементами 74, 76 предотвращают поток жидкости из коллектора обсадной колонны 42 в изолирующий клапан 72. Таким образом предотвращается поток жидкости между первой зоной добычи 12 и второй зоной добычи 14. После того, как колонна труб 50 введена в скважину, приводная колонна 64 (обычно колонна штанг) вводится в эксплуатационную колонну труб 50, и охватывающий элемент 66 захватывает охватываемый элемент 68, присоединенный к вершине ротора первого насоса 56. Когда приводная колонна 66 вращается, то как первый насос 56, так и второй насос 58 извлекают углеводороды из соответствующих зон добычи, как объяснено выше. Если необходимо обслужить насос, эксплуатационную колонну труб 50 поворачивают, чтобы закрыть изолирующий клапан 72. Запирающий механизм разъединяют, приводную колонну 64 извлекают из эксплуатационной колонны труб 50, а эксплуатационную колонну труб 50 выводят из скважины, чтобы произвести требуемый ремонт. Изолирующий пакер 70 гарантирует, что в то время как происходит обслуживание насосов, не происходит никакой связи посредством жидкости между верхней зоной 12 и нижней зоной 14. После обслуживания эксплуатационную колонну труб 50 вводят назад в скважину и изолирующий клапан 72 открывается, как объяснено выше. Приводная колонна 54 вводится в эксплуатационную колонну труб 50 и возобновляется нормальная добыча.

Для специалистов в данной области техники понятно, что насосы в эксплуатационной колонне труб 50 могут быть вставными насосами, чтобы они могли быть вынуты вместе с приводной колонной 64 как альтернатива извлечению эксплуатационной колонны труб 50 из скважины с целью обслуживания насосов. Если используются вставные насосы (не показаны), то нижний насос должен быть установлен в меньшей колонне труб, например, диаметром 27/8" API (Американский нефтяной институт), т.е. приблизительно 21/2" ID (внутренний диаметр), а верхний насос должен быть установлен в большей трубе, например, диаметром 31/2" API (приблизительно 3" ID) так, чтобы собранный второй насос мог проходить через присоединительный патрубок для первого собранного насоса. С этим исключением все принципы, описанные выше, применимы, и каждый насос выбирается так, чтобы иметь производительность, желательную для добычи из каждой зоны, когда насосы приводят в согласованное действие с заранее определенной скоростью.

Специалистам понятно, что использование пакера с запорным клапаном 46 или изолирующим клапаном 72 не существенно, если временная связь посредством жидкости между верхней зоной 12 и нижней зоной 14 может допускаться на время, требуемое, чтобы продвинуть колонну труб 50 в скважину или из нее. Тем не менее предпочтительно, чтобы связь посредством жидкости между верхней зоной 12 и нижней зоной 14 не была допущена при помощи сальникового пакера 44 или изолирующего пакера 70, описанных выше, в зависимости от относительных гидравлических давлений верхней зоны 12 и нижней зоны 14.

Специалистам также понятно, что изолирующий пакер 70 (фиг.4 и 5) может использоваться для изоляции двух зон добычи независимо от того, какая зона имеет более высокое давление. Сальниковый пакер 44 (фиг.2 и 3) предпочтительно употреблять только тогда, когда вторая зона является зоной высокого давления, потому что он менее дорог в производстве. Понятно также, что иные типы пакеров и клапанов, чем описанные выше, могут быть использованы, чтобы выборочно препятствовать потоку жидкости между первой и второй зонами.

Варианты выполнения изобретения, описанные выше, являются лишь примерами и не ограничивают объем данного изобретения, который определен формулой изобретения.

Формула изобретения

1. Устройство для добычи жидких углеводородов через одну эксплуатационную колонну труб из двух зон добычи, сообщающихся с углеводородной буровой скважиной, причем первая зона расположена ближе к вершине скважины, содержащее пакер, расположенный в скважине между первой и второй зонами добычи, эксплуатационную колонну труб, проходящую через скважину и связанную посредством жидкости со второй зоной через пакер, первый насос для перемещения жидкостей в первом направлении, имеющий заранее установленную производительность для перекачивания жидкостей в этом направлении при его работе с заранее установленной скоростью, второй насос для перемещения жидкостей в первом направлении, приспособленный для воспрепятствия потоку жидкостей через насос в любом направлении, когда он не используется для перекачивания, и имеющий заранее установленную производительность для перекачивания жидкостей при его работе с заранее установленной скоростью, причем производительность второго насоса меньше, чем производительность первого насоса при работе с заранее установленной скоростью, при этом первый и второй насосы сообщены с колонной труб для добычи углеводородных жидкостей из первой зоны и второй зоны соответственно через колонну труб, а также средства, расположенные между первым и вторым насосами для допуска углеводородных жидкостей из первой зоны в эксплуатационную колонну труб, средства для приведения в действие первого и второго насосов с заранее установленной скоростью.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что средство для приведения в действие первого насоса выполнено в виде колонны штанг.

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что средство для приведения в действие второго насоса выполнено в виде второй колонны штанг, взаимосвязывающей первый и второй насосы.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что, когда первая зона является зоной низкого давления, пакер выполнен в виде сальникового пакера с расположенным на его нижнем конце нормально закрытым запорным клапаном, имеющим нагруженную пружиной заслонку.

5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что нижний конец эксплуатационной колонны труб снабжен удлинителем сальника скважины, принудительно открывающим подпружиненную заслонку, когда он вставлен в пакер через сальник последнего.

6. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что, когда вторая зона является зоной низкого давления, пакер выполнен в виде изолирующего пакера, содержащего изолирующий клапан с каналом для потока жидкости, который может быть выборочно открыт или закрыт движением эксплуатационной колонны труб.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что оно снабжено включающе-отключающим запирающим механизмом для соединения эксплуатационной колонны труб с изолирующим пакером.

8. Способ одновременной добычи жидких углеводородов из двух зон, сообщенных с углеводородной буровой скважиной, заключающийся в том, что производят установку пакера в скважине между первой и второй зонами, причем пакер допускает выборочную передачу жидкости между второй зоной и эксплуатационной колонной труб, когда он соединен с последней, производят подготовку колонны труб, содержащей первый насос для добычи жидких углеводородов из первой зоны, второй насос для добычи жидких углеводородов из второй зоны и перфорированный соединитель между первым и вторым насосами для вхождения жидких углеводородов в эксплуатационную колонну труб между первым и вторым насосами, причем производительность перекачивания первого насоса больше производительности второго насоса на величину, приблизительно равную желаемой производительности первой зоны, причем второй насос препятствует прохождению через него потока углеводородов в любом направлении, когда насос не приводится в действие для перекачивания, вставляют эксплуатационную колонну труб в скважину так, чтобы обеспечить выборочный переход жидкости между второй зоной и эксплуатационной колонной труб, вставляют средства привода через эксплуатационную колонну труб для приведения в действие первого и второго насосов, приводят в действие первый и второй насосы с одной и той же скоростью так, чтобы жидкие углеводороды были добыты из второй зоны вторым насосом в колонну труб и извлечены из скважины первым насосом, который качает жидкость, добытую из второй зоны, плюс желательную добычу из первой зоны.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что, когда первая зона является зоной низкого давления, используют сальниковый пакер с нормально закрытым запорным клапаном, имеющим подпружиненную заслонку.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что нижний конец колонны труб снабжают удлинителем сальника скважины, который вставляют через сальник в сальниковом пакере для открытия подпружиненной заслонки.

11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что, когда вторая зона является зоной низкого давления, используют изолирующий пакер, содержащий изолирующий клапан для выборочного открытия или закрытия жидкостной связи с зоной низкого давления путем движения колонны труб из головной части буровой скважины.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что нижний конец колонны труб выполняют с охватывающим элементом запирающего механизма, причем охватывающий элемент входит в зацепление с установленным на вершине изолирующего пакера охватываемым элементом этого запирающего механизма.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что обеспечивают выборочную передачу жидкости из второй зоны в колонну труб путем движения колонны труб из головной части скважины.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что колонну труб перемещают для закрытия изолирующего клапана, когда колонна труб должна быть отсоединена от изолирующего пакера.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5