ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО И ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/14 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых газоносный, а нижний нефтяной.

Известно оборудование для эксплуатации двух пластов по двум колоннам подъемных труб, спущенным в скважину параллельно. Пласты разделяют между собой с помощью пакера. Эксплуатация каждого пласта возможна любым известным способом (см. книгу «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», авторов П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьева, изд-во «Недра», М., 1971, стр. 227, патент РФ на полезную модель №114719, Е21В 43/14 от 05.12.2011).

Однако использование данного оборудования сопряжено с большими трудностями, так как требуется увеличенный диаметр эксплуатационной колонны.

Известно оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи. Насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, а верхний насос выполнен штанговым (см. патент РФ №2291953 от 13.05.2005, МПК: Е21В 43/14).

Однако известное оборудование предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов, при этом конструкция оборудования предусматривает перед извлечением глубинного оборудования обязательное осуществление глушения обоих пластов, что может привести к ухудшению их коллекторских свойств.

Наиболее близким по технической сущности, выбранным авторами за прототип, является оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем с возможностью соединения через разъемное устройство с электропогружной установкой, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с герметичным кабельным вводом для электропогружной установки, причем электропогружная установка размещена в подпакерном пространстве (см. патент РФ на полезную модель №137332 от 10.09.13, МПК: Е21В 43/14).

Однако в известном устройстве для замены глубинно-насосного оборудования также необходимо осуществлять операцию предварительного глушения нефтяного пласта, что может привести к ухудшению его коллекторских свойств.

Техническим результатом, достигаемым предлагаемым изобретением, является сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования. Кроме того, по сравнению с прототипом предлагаемая конструкция позволяет за счет изменения длины хвостовика размещать оборудование на оптимальной глубине спуска ЭПУ и экономить дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Указанный технический результат достигается предлагаемым оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающий колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, в которые спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем, соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- устройство для герметичного разъединения пластов выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта;

- электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе;

- нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном;

- хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства;

- верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода;

- кабельный ввод также соединен:

- с внешними насосно-компрессорными трубами;

- с электропогружной установкой;

- с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами;

- узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки.

Заявленная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата, а именно, обеспечивая одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и раздельным ее учетом, за счет расположения ЭПУ в надпакерной зоне обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. Вместе с тем предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому предлагаемое изобретение является новым.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование, используемое в заявляемом изобретении, позволяют реализовать устройство в полном объеме.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется фиг. 1, на которой представлена общая схема оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых - газоносный, а нижний - нефтяной, фиг. 2, на которой представлена схема оборудования, расположенного в призабойной зоне пластов, и фиг. 3, на которой представлен узел кабельного ввода.

Оборудование включает в себя внутрискважинное оборудование и устьевое оборудование:

- электропогружную установку (ЭПУ) с расчетной производительностью, включающую погружной электроцентробежный насос (ЭЦН), погружной электродвигатель (ПЭД), термоманометрическую систему (ТМС) для измерения, регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений работы погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с гидрозащитой, диспергатором и системой отвода свободного газа, например струйно-эжекторной системой, размещенной в кожухе над ЭПУ;

- пакер с системой отсечения нефтяного пласта;

двухрядную конструкцию коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб, внутренние из которых служат для подъема продукции из нижнего нефтяного пласта, а внешние - для подъема продукции из верхнего газоносного пласта по кольцевому пространству;

- две крестовины с двумя планшайбами для обеспечения подвески двух коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ). Диаметр НКТ определяется внутренним диаметром эксплуатационной колонны, инклинометрией и обеспечением необходимого дебита продукции.

Монтаж оборудования осуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации и производят следующим образом. На технологической колонне в скважину предварительно спускают пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта 2 и разъемным устройством 3, например инструментом посадочным механическим (РИТМ) на расчетную глубину выше кровли нефтяного пласта 4. Пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта может быть выполнен в виде пакера-отсекателя или полнопроходного пакера с хвостовиком, оборудованным обратным клапаном. После фиксации в скважине пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта технологическую колонну извлекают на поверхность. Далее в скважину спускают кожух 5, нижняя часть которого жестко соединена с хвостовиком 6, снабженным обратным клапаном 7. Хвостовик 6 снабжен ответным узлом (позицией не показано) для соединения с разъемным устройством 3. Обратный клапан 7 обеспечивает циркуляцию жидкости из затрубного пространства 8 через полость кожуха 5 на поверхность. При этом предварительно в кожухе 5 монтируют ЭПУ 9 с кабельным удлинителем 10 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ и с системой 12 отвода свободного газа. ЭПУ 9 соединяют креплением 13 с узлом кабельного ввода 14, а кабельный удлинитель 10 соединяют с бронированным кабелем 11 с помощью разъема 15, например типа BW, размещенного в герметичном уплотнении 16 узла кабельного ввода 14. Узел кабельного ввода 14 также соединяют креплением 17 с верхней частью кожуха 5 и креплением 18 с внешними НКТ 19. Все соединения и крепления узла кабельного ввода выполняют жесткими, например, в виде резьбовых соединений. Затем узел кабельного ввода 14 креплением 20 соединяют с разъемным устройством 21, выполненным, например, в виде пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями» для последующего соединения разъемного устройства 21 с внутренними НКТ 22. Все оборудование на внешних НКТ 19 с закрепленным бронированным кабелем 11, например с помощью хомутов спускают в скважину, обеспечивая соединение нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3 над пакером 1.

Целесообразно осуществлять установку пакера 1 максимально близко к кровле нефтяного пласта 4 для обеспечения минимального перепада давления между надпакерной и подпакерной зонами при приведении пакера в транспортное положение для его извлечения, например, при проведении геофизических работ, обработок призабойной зоны по нефтяному пласту 4 и других работ. Вместе с тем, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24. Отверстия 23 предназначены для проведения технологических операций, например освоения газоносного пласта, его глушения, а также удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата и других мероприятий. Месторасположение отверстий определяют расчетным путем в каждом конкретном случае. Колонну внешних НКТ 19 также оборудуют обратным клапаном 25, расположенным выше кровли верхнего газоносного пласта 24, который предназначен для отбора продукции газоносного пласта. В зависимости от глубины залегания пласта может быть установлен один или несколько обратных клапанов 25. Вместо обратных клапанов 25 могут быть использованы, например, газлифтные клапаны, пусковые муфты и другие аналогичные устройства. Возможно иное расположение отверстий 23 и обратного клапана 24 во внешних НКТ 19 относительно газоносного пласта 24, при этом отверстия 23 также могут быть использованы для отбора продукции газоносного пласта. Следует также отметить, что для проведения технологических операций, например удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата, может быть использован обратный клапан 7 в хвостовике 6. Внешние НКТ 19 соединяют с планшайбой 26 крестовины 27, оборудованной кабельным вводом для электропогружной установки, например вертикальным, и герметизируют затрубное надпакерное пространство 8.

Далее на планшайбу 26 крестовины 27 устанавливают крестовину 28 и спускают во внешние НКТ 19 совместно с греющим кабелем 29 коаксиально расположенные внутренние НКТ 22, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, с помощью хомутов. Далее с помощью подгоночных патрубков подбирают длину внутренних НКТ 22 и закрывают планшайбу 31 крестовины 28, оборудованную вертикальным кабельным вводом для греющего кабеля (позицией на схеме не показано). Греющий кабель 29 предназначен для предотвращения асфальсмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22 и ликвидации возможных гидратных отложений в кольцевом пространстве 30. Греющий кабель спускают до уровня отверстий 23 в НКТ 19. Устьевое оборудование соединяют соответственно с выкидной линией 32 для обеспечения сбора продукции нефтяного пласта 4 и газовым шлейфом 33 для сбора продукции верхнего газоносного пласта 24. Выкидная линия 32 и шлейф 33 соединены между собой перемычкой 34. Все линии и устьевое оборудование снабжены соответствующей запорной арматурой. Обвязка устья позволяет производить раздельный учет добываемой продукции: по выкидной линии отбирается жидкость из нижнего нефтяного пласта и поступает на замерное устройство 35, а по газовому шлейфу 33 поступает продукция из верхнего газоносного пласта и замеряется замерным устройством 36. Выкидная линия 32 и шлейф 33 оборудованы пробоотборными устройствами (на схеме не показаны). Газовый шлейф соединен метанольной линией 37 с дозирующим устройством (на схеме не показано). Обвязка устьевого оборудования позволяет подавать метанол для ликвидации гидратных отложений как в шлейф 33, так и в кольцевое пространство 30 и в затрубное пространство 8.

Предлагаемое изобретение может быть использовано для эксплуатации нефтяного и газоносного объектов Южно-Шапкинкого нефтегазового месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе. Нижняя залежь месторождения характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь как чисто газовая.

После предварительного спуска на технологической колонне пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта и разъемным устройством 3 и фиксации его выше кровли нефтяного пласта 4 на 50-70 м в скважину спускают на внешних НКТ 19 диаметром 114 мм электропогружную установку 9 в кожухе 5. Внешние НКТ 19 жестко соединены с узлом кабельного ввода 14, который в свою очередь жестко соединен с верхней частью кожуха 5, ЭПУ 9 и разъемным устройством 21 для соединения с внутренними НКТ 22. Узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением 16 для разъема 15 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ 9, при этом кабель 11 крепят к наружной поверхности внешних НКТ 19, например, хомутами. Оборудование спускают до соединения нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24, а расположение обратного клапана 25 выше газоносного пласта примерно на расстоянии 50-100 м. Далее во внешние НКТ 19 спускают коаксиально расположенные внутренние НКТ 22 диаметром 73 мм совместно с греющим кабелем 29, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, хомутами. В качестве греющего кабеля может быть использован, например, кабель АСЛН1. Для контроля работы ЭПУ может быть использована термоманометрическая система, например ТМС-Новомет, регистрирующая показатели работы ЭПУ.

Освоение пластов скважины:

I. Газовый пласт.

1. В кольцевое пространство 30 коаксиально расположенных НКТ 19 (диаметром 114 мм) и НКТ 22 (диаметром 73 мм) подают легкую нефть с центральной перекачивающей станции (ЦПС) Южно-Шапкинского месторождения, имеющую плотность при 20°С в диапазоне 836-847 г/см³, с выходом в затрубное пространство 8 через отверстия 23 в НКТ 19, расположенные ниже подошвы газоносного пласта 24 для вытеснения жидкости глушения через затрубную задвижку крестовины 27 в дренажную емкость или выкидную линию 32. Замена жидкости глушения на легкую нефть создаст депрессию на кровле пласта (при глубине 1500 м и Рпл=16,0 МПа) 3,5 МПа. Возможен вариант применения вместо легкой нефти пенных систем, имеющих гораздо меньшую плотность.

2. В случае недостаточности депрессии для запуска газового пласта в работу используют обратный клапан 25. В этом случае в затрубное пространство 8 подают инертный газ, например азот от компрессора с азотной приставкой, или попутно добываемый газ по дополнительной газовой линии (на схеме не указана) с давлением, обеспечивающим оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве 8 и поступление ее в кольцевое пространство 30. При этом за счет энергии расширения газа нефть или пенная система из кольцевого пространства отводится через перемычку 34 в выкидную линию 32 для исключения выхода из строя замерного устройства 36. Это позволит увеличить депрессию на газовый пласт и запустить его в работу.

II. Нефтяной пласт.

Освоение нефтяного пласта производят по классической схеме с помощью ЭПУ с последующим выводом на режим.

После снижения давления в затрубном и кольцевом пространствах газовый пласт отрабатывают в выкидную линию 32 совместно с нижним нефтяным пластом. При этом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 8. После того как пласт заработает газом, поток переводят на газовый шлейф 33. Нефть из пласта 4 отбирают с помощью ЭПУ 9 и подают по выкидной линии 32. Учет продукции ведут с помощью замерных устройств 35 и 36. Обводненность продукции контролируют по отобранным пробам или с помощью поточных влагомеров.

Осложнения и мероприятия по предупреждению осложнений

Основным осложнением является возможность гидратообразования в затрубном, кольцевом пространствах и по линии газового шлейфа. Процесс образования гидратов в первую очередь зависит от физико-химических характеристик газа и его компонентного состава. Вероятность гидратообразования увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Для предупреждения и борьбы с возможным гидратообразованием предусмотрена возможность подачи метанола через метанольную линию 37 в затрубное, кольцевое пространства и в газовый шлейф, а также предусмотрена установка в кольцевом пространстве греющего кабеля 29, работа которого гарантированно обеспечит циркуляцию продукции в кольцевом и затрубном пространствах. Восходящий поток нефти по внутренним НКТ 22 так же обеспечит свой температурный фон по длине лифта. Работа греющего кабеля в зависимости от осложнений может быть осуществлена как в периодическом, так и постоянном режиме.

Другим осложнением являются асфальсмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22. Нефть Южно-Шапкинского месторождения легкая с плотностью 845 кг/м³, парафинистая - до 5,72%, смолистая - до 4%. Содержание асфальтенов до 0,7%. Поэтому основным мероприятием по предотвращению АСПО является установка греющего кабеля и механическая очистка внутренних стенок НКТ 22.

Еще одним осложнением является скопление жидкости на забое газоносного пласта. Основным мероприятием по предотвращению данного осложнения является «продувка» через отверстия 23 и клапан 7, например, инертным газом или газом соседней скважины.

Для замены глубинно-насосного оборудования осуществляют глушение только газоносного пласта, а нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. По кольцевому пространству 30 через отверстия 23 в затрубное пространство 8 закачивают жидкость глушения с плотностью, обеспечивающей глушение верхнего газоносного пласта. Для обеспечения отсечения нижнего нефтяного пласта обеспечивается циркуляция жидкости глушения по направлению из затрубного пространства 8 в хвостовик 6 через клапан 7. Тем самым производится замещение пластовой жидкости нижнего пласта на жидкость глушения в НКТ 22, кожухе 5 и хвостовике 6, при этом создается противодавление на клапан 2, обеспечивая его закрытие. После выравнивания и поочередного стравливания избыточного давления в НКТ 22, кольцевом пространстве 30 и затрубном пространстве 8 отсоединяют внутренние НКТ 22 с помощью разъемного устройства 21 и поднимают НКТ 22 вместе с греющим кабелем 29. Затем отсоединяют хвостовик 6 с помощью разъемного устройства 3 и поднимают компоновку вместе с ЭПУ 9 на внешних НКТ 19 на поверхность. При этом в скважине остается пакер 1 с ответным узлом разъемного устройства 3 и закрытым клапаном 2. Монтаж извлеченной компоновки с новой ЭПУ производится в обратной последовательности с соединением с разъемным устройством 3.

Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и обеспечением раздельного учета добываемой продукции по обоим эксплуатационным пластам, при этом обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как при смене глубинно-насосного оборудования глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта.

Кроме того, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.

Изобретение относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. Оборудование включает колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем и соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта. Электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе. Нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном, а хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства. Верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода, который в свою очередь соединен с внешними насосно-компрессорными трубами, с электропогружной установкой и с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами, при этом узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки. Технический результат заключается в сохранении коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, а также повышении эффективности оборудования. 3 ил.

Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем и соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов, отличающееся тем, что устройство для герметичного разъединения пластов выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта, электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе, причем нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном, а хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства, при этом верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода, который в свою очередь соединен с внешними насосно-компрессорными трубами, с электропогружной установкой и с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами, при этом узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки.