Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее



Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее
Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее
Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее

 


Владельцы патента RU 2473791:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов и может быть использовано для поддержания проектного пластового давления в разных пластах путем закачки рабочего агента в них. Задачей изобретения является упрощение конструкции установки и обеспечение технологичности обслуживания. Сущность изобретения: устройство включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с разъединительным пакером, скважинной камерой со штуцером. Согласно изобретению скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями. Каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней. Для этого в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны. Сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта. Внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера. Внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ. Внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним герметично установлен цилиндрический штуцер, цилиндрическая поверхность которого снабжена сквозным(и) радиальным(и) отверстием(ями), совпадающим(и) с радиальными отверстиями тубуса. Диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов и может быть использовано для поддержания проектного пластового давления в разных пластах путем закачки рабочего агента в них.

Эффективность технологии на многопластовых месторождениях достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательной скважины для поддержания проектного пластового давления в зоне отбора пластового флюида. Закачка и направление рабочего агента в каждый пласт с устья производится по отдельному каналу труб для оперативного измерения, учета расхода и регулировки режима закачки для каждого пласта в отдельности через соответствующий штуцер. Для этого необходимо произвести расчет и в процессе добычи неоднократно осуществлять подбор проходного сечения штуцера или регулятора для каждого пласта.

Известна скважинная установка одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (RU 2211311, МПК Е21В 43/14, «Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации», опубликовано 27.08.2003). Установка оснащена секциями с определенными техническими параметрами, расположенными над или под пакером. Каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру, в которой размещен клапан для регулирования потока. Скважинная камера имеет внеосевое, боковое расположение относительно центральной оси колонны, что вызывается необходимостью прохождения инструментов и приборов на канате в полости колонны труб к нижним пластам. По крайней мере один пакер оснащен разъединителем колонны труб и/или телескопическими соединениями. Суть работы этой установки состоит в погружении колонны труб в скважину, установке пакера, проверке пакера на герметичность, исследовании режима его работы с соответствующей секцией, разъединении от нее, поднятии колонны труб, затем ее спуска с другой секцией, соединение ее с предыдущей.

В этом решении есть проблема множественности операций по установке оборудования в скважины, замерам, извлечению оборудования из скважины, корректировке параметров оборудования и установке клапанов с измененной характеристикой обратно в скважинную камеру. Каждый раз встает проблема герметичности посадки колонны труб, ее секций, скважинных камер, клапанов скважинных камер в свои посадочные места, расположенные в стороне от оси колонны. Конструкция установки сложна и нетехнологична. Посадка установки и ее отдельных узлов также нетехнологична, требует специального оборудования.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации/закачки в пласты рабочего агента нескольких нагнетательных объектов, которая описана в RU 2253009, МПК Е21В 43/14, «Способ Шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной», опубликовано 27.05.2005, бюл. №15. В соответствии с этим изобретением в скважине расположена одна колонна труб с постоянным диаметром, с пакером, установленным ниже верхнего пласта. Ниже и выше пакера, а именно у каждого пласта (фиг.1), установлен один посадочный узел в виде скважинной камеры со съемным клапаном для подачи через него рабочего агента в нижний или верхний пласты (фиг.1). Скважинная камера установлена сбоку от оси ствола колонны и снабжена радиальными пропускными каналами. Съемный клапан снабжен пропускными каналами, выполненными радиальными, и штуцерами, установленными соосно клапану (фиг.8). Это решение выбрано в качестве прототипа.

Технология закачки рабочего агента по пластам нагнетательной скважины для поддержания проектного пластового давления предполагает серию замеров расхода рабочего агента, проведение вычислительных операций, сравнение их с расчетными данными и корректировку характеристик съемных клапанов. Для корректировки характеристик необходимо многократно извлекать съемные клапаны из их посадочных узлов - скважинных камер. Поскольку скважинные камеры расположены сбоку от оси ствола колонны, установка съемных клапанов в сторону от оси, в боковое посадочное место создает большие технологические трудности, особенно если скважинные камеры находятся на большой глубине. Проблема заключается как в определении места нахождения самой скважинной камеры, так и в посадке клапанов в стороне от оси, да еще с обеспечением герметизации. Операции бокового извлечения клапанов и их обратной установки трудоемки, требуют точного совмещения оборудования с их посадочными местами, следовательно, высококвалифицированного персонала. Положение осложняется при оснащении установки двумя и более колоннами труб разных диаметров.

Задачей изобретения является упрощение конструкции установки, обеспечение технологичности операций по спуску и установке оборудования путем использования однотрубной технологии с осевым извлечением и последующей осевой посадкой отдельных ее узлов - клапанов и/или штуцеров без извлечения колонны НКТ и большей части оборудования.

Задача решается конструкцией установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, которая представляет собой колонну насосно-компрессорных труб (далее НКТ), установленную в одну транзитную скважину, пересекающую несколько пластов. Соседние пласты герметично разъединены одним пакером. У каждого пласта установлена скважинная камера, снабженная штуцером для регулировки потока жидкости.

Отличием установки от прототипа является следующее. Скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности по ее периметру (окружности) сквозными радиальными отверстиями. Каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней, для чего в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны в виде муфт, снабженных резьбой. Колонна с тубусами и по крайней мере одним разъединительным пакером установлена в скважине так, что сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта для сообщения их с разобщенным пакером межтрубным пространством в зоне воздействия на определенный пласт. Внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера. Это может быть обеспечено выполнением каждого тубуса в верхней его части с внутренним диаметром больше, чем внутренний диаметр его нижней части. Внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ так, что посадочное седло тубуса для вставки - штуцера выполнено выступающим внутрь полости колонны. Внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним, с внутренней стороны колонны НКТ установлен цилиндрический штуцер с герметизирующими кольцами. Для этого диаметр его наружной поверхности или части его наружной поверхности выполнен соответствующим внутреннему диаметру тубуса для сопряжения их смежных поверхностей. Цилиндрическая поверхность каждого штуцера снабжена сквозным(и) радиальным(и) отверстием(ями). В собранном виде пары тубус - штуцер радиальные отверстия штуцера по месту их выполнения совпадают с радиальными отверстиями тубуса для обеспечения беспрепятственного перетока жидкости в пласт через эти радиальные отверстия. Радиальные отверстия штуцера выполнены калиброванными или регулируемыми. Калиброванные сечения радиальных отверстий штуцеров определены исходя из геофизических данных каждого пласта. При возникновении необходимости изменить режим работы определенного пласта штуцер данного пласта заменяют на другой, с теми же габаритными размерами, но другими калиброванными сечениями радиальных отверстий. При более сложной конструкции возможно использование штуцеров с регулируемьм диаметром радиальных отверстий с использованием регулируемых клапанов.

Диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса. Самый большой внутренний и внешний диаметр имеет штуцер, расположенный выше других, самый маленький - у нижнего штуцера для нижнего пласта. Самый большой внутренний диаметр имеет тубус, расположенный выше других, самый маленький - у нижнего тубуса для нижнего пласта. Такое выполнение поверхностей штуцеров и тубусов при выполнении условий сопряжения их смежных поверхностей необходимо для точной и простой осевой выемки штуцеров через полости вышерасположенных тубусов со штуцерами. Самый маленький диаметр внутренней поверхности нижнего штуцера определен исходя из габаритов оборудования, спускаемого на канатной технике ниже нижнего пласта. Можно беспрепятственно выборочно менять любой штуцер в любом тубусе индивидуальным инструментом, проходящим через полости расположенных выше штуцеров. Между секциями, непосредственно над пакером, может быть установлен аварийный разъединитель. Выше верхнего пласта также установлен пакер для надежной работы колонны НКТ.

Задача решается также конструкцией скважинной камеры, снабженной штуцером, которая представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности по ее периметру (окружности) сквозными радиальными отверстиями. Тубус в верхней и нижней частях выполнен в виде муфт, снабженных резьбой. Внутренняя поверхность тубуса выполнена с посадочным седлом для штуцера, для чего тубус может быть выполнен с разным внутренним диаметром, сверху большим, снизу меньшим. Штуцер установлен внутри тубуса на его внутренней цилиндрической поверхности переменного сечения, на свое посадочное седло, соосно с ним, с герметизирующими кольцами. Соответствующие внутренние поверхности тубуса и наружные поверхности штуцера или их части выполнены сопрягаемыми. Такое выполнение сопрягаемых поверхностей тубуса и штуцера необходимо для точной и простой осевой установки штуцера в тубус сверху, через полость колонны НКТ.

Штуцер снабжен калиброванным(и) или регулируемым(и) радиальным(и) сквозным(и) отверстием(ями), выполненным(и) в его цилиндрической поверхности, по месту расположения совпадающими с соответствующими отверстиями тубуса. На внутренней поверхности каждого тубуса в области расположения его радиальных сквозных отверстий могут быть выполнены выемки (выборки) с образованием полости между тубусом и установленным в нем штуцером, или отверстия тубуса выполнены значительно большего диаметра по отношению к диаметру радиальных отверстий штуцера. Это гарантирует переток жидкости с необходимым количественным расходом из штуцера в соответствующий пласт даже при значительном угловом отклонении осей их радиальных отверстий при неточной посадке штуцера в седло тубуса. Проходные сечения радиальных отверстий штуцера определены исходя из геофизических характеристик каждого пласта.

На фиг.1 представлена установка для закачки воды или рабочего агента в два пласта для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины. На фиг.2 дано увеличенное изображение пары тубус-штуцер, установленной на колонне НКТ, из которого видна возможная конфигурация расположения точек сопряжения штуцера с тубусом. Стрелками показано направление движения жидкости, закачиваемой в пласты. На фиг.3 дано изображение внешнего вида тубуса с радиальными отверстиями (фиг.3а) и его сечение (фиг.3б) со вставленным в него штуцером.

Установка выполнена на колонне 1 НКТ, спущенной в одну транзитную скважину 2, пересекающую два пласта 3 и 4. Количество эксплуатируемых пластов не имеет значения. Пласты 3 и 4 герметично разъединены пакером 5. У каждого пласта в каждой секции колонны 1 НКТ соосно с ней установлена скважинная камера - полый тубус 6 с выполненными по кругу в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями 7. Тубусы 6 снабжены сверху и снизу муфтовой частью 8а и 86 соответственно с резьбой для соединения с трубами колонны 1. Радиальные отверстия 7 тубусов 6 расположены непосредственно у пластов 3, 4. Внутренняя поверхность тубуса 6 выполнена разного сечения: в верхней части большего диаметра, в нижней - меньшего. Внутри тубуса 6, на его внутренней цилиндрической поверхности переменного сечения (фиг.3) соосно с ним установлена цилиндрическая вставка - штуцер 9 с герметизирующими кольцами, также снабженная радиальными отверстиями 10, как это видно на фиг.1, 2. Наружный диаметр штуцера 9 соответствует внутреннему диаметру тубуса 6, при этом соответствующие внутренние поверхности тубуса 6 и наружные поверхности штуцера 9 выполнены сопрягаемыми. Такое выполнение сопрягаемых поверхностей тубуса 6 и штуцера 9 необходимо для точной и простой осевой установки штуцера 9 в тубус 6 сверху, с использованием канатной техники. Как видно на фиг.1, диаметры внутренних и внешних поверхностей разных штуцеров, установленных в тубусы у своих пластов, а также диаметры внутренних поверхностей разных тубусов разные. Самый большой внутренний, внешний диаметр имеет штуцер, расположенный выше другого, диаметром меньше выполнен нижний штуцер для нижнего пласта. Самый большой внутренний диаметр имеет тубус, расположенный выше другого, у нижнего тубуса для нижнего пласта внутренний диаметр меньше. Радиальные отверстия 10 штуцера 9 выполнены сквозными. Штуцер 9 выполнен из высокопрочного и износостойкого материала, установлен в тубус 6 на свое посадочное место между резиновыми кольцами. Проходные сечения радиальных отверстий 10 штуцеров 9 выполнены исходя из геофизических характеристик каждого пласта. Между секциями, над нижней секцией непосредственно под пакером 5 может быть установлен аварийный разъединитель 11. Посадочное седло штуцера обозначено позицией 12. Позицией 13 обозначена выборка в теле тубуса 6 на его внутренней поверхности в области расположения радиальных отверстий 7. Позицией 14 обозначен дополнительный пакер, расположенный выше верхнего пласта 3 и предназначенный для обеспечения надежности работы колонны 1 НКТ.

Установка работает следующим образом.

До спуска установки проводят монтаж колонны 1 НКТ и тубусов 6. Далее проводят построение индикаторных кривых зависимости расхода воды от проектного пластового давления по крайней мере на трех режимах для каждого пласта. Для этого определяют нижнюю границу давления Рпл, при котором пласт начинает принимать, давление, при котором расход воды выходит за рамки линейности (точка перегиба индикаторной кривой), и максимальное значение расхода, при котором дальнейшее увеличение давления в пласте уже не приводит к увеличению расхода жидкости. Построение индикаторных кривых позволяет определить важнейшие параметры для расчета проходных сечений радиальных отверстий 10 штуцеров 9.

После расчета каждого штуцера 9 со своим расчетным проходным сечением радиальных отверстий они устанавливаются в свой тубус 6 на дневной поверхности, далее вся установка на колонне труб с пакерами, тубусами и штуцерами спускается на заданную глубину так, чтобы каждый тубус 6 со своим штуцером 9 встал у своего пласта. Далее проводят посадку пакеров, в частности, нижнего механического пакера 5, и определяют герметичность их посадки обычными известными средствами. Далее начинают закачку рабочей среды во все пласты, используя внутреннюю полость колонны 1, как показано стрелками на фиг.1, 2. При обнаружении отклонения от плановых объемов закачки агента в пласт впоследствии либо ввиду непредвиденного перераспределения объемов закачки проводят простое осевое извлечение того или иного штуцера 9 из своего тубуса 6 с использованием канатной техники. Все расположенные внизу штуцеры 9, подлежащие замене, последовательно проводят через внутренние сечения вышерасположенных штуцеров 9 в своих тубусах 6, без боковых их перемещений, не затрагивая других установленных узлов конструкции установки, не подлежащих замене. Это позволяют сделать внутренние размеры вышерасположенных штуцеров, как было сказано выше. Далее на дневной поверхности проводят ревизию извлеченных штуцеров и после их смены новые расчетные штуцера устанавливают по оси колонны внутри нее на свои посадочные места 12 своих тубусов 6, не изменяя положения ни колонны НКТ, ни тубусов на ней, ни оставшихся штуцеров, упрощая указанные операции. Для этих операций не требуется привлечения тяжелой подъемной техники (подъемных агрегатов) и извлечения колонны 1 НКТ из скважины, снимаются проблемы внеосевой стыковки колонны труб с тубусами - скважинными камерами 6, штуцеров 9 с их посадочными местами в тубусах, вопросы разгерметизации и повторной герметизации их. Благодаря осевой конструкции тубусов 6 и осевому их расположению в стволе колонны 1, с диаметром внутреннего сечения меньше внутреннего диаметра колонны, осевой конструкции штуцеров 9, наружная поверхность которых выполнена сопрягаемой с внутренней поверхностью тубуса, посадить штуцер в свой тубус с его посадочным седлом 12 просто. Их установка происходит быстро и без проблем при сопряжении и герметизации.

1. Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины, которая представляет собой колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с разъединительным пакером, скважинной камерой, снабженной штуцером, отличающаяся тем, что скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями, каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней, для чего в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны, сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта, внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера, внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ, внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним герметично установлен цилиндрический штуцер, цилиндрическая поверхность которого снабжена сквозным/сквозными радиальным/радиальными отверстием/отверстиями, совпадающим/совпадающими с радиальными отверстиями тубуса, диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что средства соединения тубуса с трубами колонны выполнены в виде муфт, снабженных резьбой.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что внутренний диаметр верхней части тубуса больше, чем внутренний диаметр его нижней части.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что радиальные отверстия штуцера выполнены калиброванными или регулируемыми в зависимости от геофизических данных пласта.

5. Скважинная камера, снабженная штуцером, отличающаяся тем, что выполнена в виде полого тубуса со сквозными радиальными отверстиями в его цилиндрической поверхности, тубус в верхней и нижней частях выполнен в виде муфт, внутренняя поверхность тубуса выполнена с посадочным седлом для штуцера, штуцер установлен внутри тубуса герметично соосно с ним, штуцер снабжен калиброванным или регулируемым радиальным сквозным отверстием, выполненным в его цилиндрической поверхности, по месту расположения совпадающим с соответствующими отверстиями тубуса.

6. Скважинная камера по п.5, отличающаяся тем, что тубус выполнен с переменным внутренним диаметром, сверху большим, снизу меньшим.

7. Скважинная камера по п.5, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности каждого тубуса в области расположения его радиальных сквозных отверстий выполнены выборки с образованием полости между тубусом и установленным в нем штуцером.

8. Скважинная камера по п.5, отличающаяся тем, что отверстия тубуса выполнены большего диаметра по отношению к диаметру радиальных отверстий штуцера.

9. Скважинная камера по п.5, отличающаяся тем, что проходные сечения радиальных отверстий штуцера определены исходя из геофизических характеристик каждого пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике и технологии поддержания уровня добычи нефти на многопластовых месторождениях, в частности для разработки технологий по приобщению запасов, не разрабатываемых горизонтов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к области разработки многопластовых нефтяных залежей массивного типа. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для добычи нефти. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многообъектного нефтяного месторождения. .

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений многозабойными горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам, обеспечивающим одновременно-раздельную эксплуатацию многопластовой скважины с возможностью замера дебита каждого продуктивного пласта и выхода отдельных фракций скважинного продукта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и использовании устройств для одновременно-раздельной закачки агента в два или три пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной закачке рабочего агента в продуктивные пласты

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к механизированным способам добычи нефти
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком
Наверх