Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ГАРИПОВА И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважинами с электропогружным насосом.

Известна скважинная установка, для одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, содержащая спущенное и установленное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее из насоса и погружного электродвигателя с силовым кабелем и, по меньшей мере, одного пакера, размещенного выше насоса и Способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, по меньшей мере, одного пакера и отбор пластового флюида через НКТ. (Патент РФ №2300668, F04D 13/10, оп. 10.06.2007 г.).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является отсутствие возможности периодического отсекания и регулирования объема перепускаемого флюида через пакер без подъема всей компоновки. Технические решения ограничены в применении и предназначены только для перепуска газа, флюида из подпакерного пространства.

Наиболее близким техническим решением является скважинная установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которая расположена выше и ниже уплотнительного элемента, перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и погружным насосом и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида, по меньшей мере, из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида (Патент РФ №2365744, F04D 13/10, оп. 10.06.2007 г., прототип).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является необходимость периодического извлечения и замены регулятора. Процесс извлечения регулятора и установки нового регулятора требует много времени, в течение которого открывается сообщение трубного и затрубного пространств, что не обеспечивает надежность учета дебита и контроля добычи пластового флюида. Кроме этого при смене регулятора приходится отключать насос, что приводит к значительным потерям добываемого флюида и нарушает непрерывность измерения уровня или давления и дебита.

Предлагаемые нами технические решения устраняют вышеперечисленные недостатки и повышают эффективность добычи пластового флюида за счет снижения гидравлических потерь посредством прямоточного восходящего потока пластового флюида с погружного насоса и обеспечения непрерывной работы установки при смене режима отбора пластового флюида. Кроме того, установка позволяет производить непрерывное измерение давления пластового флюида и учет дебита эксплуатируемых пластов при изменении режима совместной или раздельной эксплуатации пластов.

Поставленная цель достигается тем, что Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов включает спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают с возможностью перемещения в пространстве между вставкой и стволом пакера и/или НКТ, герметично разобщают осевой канал вставки от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, смену режимов отбора пластового флюида осуществляют при непрерывной эксплуатации скважинной установки, а отбор пластового флюида осуществляют по осевому каналу вставки с последующей подачей по НКТ.

Установка для реализации способа включает погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которые расположены выше и ниже уплотнительного элемента и гидравлически связаны между собой и погружным насосом, перепускная система дополнительно снабжена одним или несколькими герметизирующими разделительными элементами, расположенными выше погружного насоса и ниже уплотнительного элемента пакера или нижнего пакера в пространстве между вставкой и стволом и/или НКТ, перепускные отверстия выполнены в НКТ и/или в стволе, при этом, по меньшей мере, одно перепускное отверстие расположено выше уплотнительного элемента пакера или верхнего пакера и, по меньшей мере, одно перепускное отверстие расположено выше герметизирующего разделительного элемента и ниже уплотнительного элемента пакера или нижнего пакера, а регулятор установлен в верхней части вставки в пространстве между вставкой и стволом и/или НКТ и выполнен с возможностью перемещения и герметичного перекрытия перепускных отверстий или перепускного отверстия, установка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, срезными элементами, расположенными на НКТ и/или вставке, центратором, расположенным на НКТ или вставке, протектором, расположенным на НКТ, посадочным местом или скважинной камерой, расположенной на НКТ, штуцером, расположенным в перепускном отверстии, отверстием для глушения, расположенным в НКТ, устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере, при этом вставка представляет собой участок трубы или разъединительное устройство, регулятор выполнен с захватной головкой и, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием, регулятор выполнен с захватным выступом или захватной проточкой, регулятор выполнен из герметизирующего материала или регулятор выполнен с герметизирующим покрытием или, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом герметизирующее покрытие представляет собой прорезиненный материал, герметизирующий элемент представляет собой резиновую манжету, герметизирующий материал представляет собой резиновый материал.

На фиг.1 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с одним пакером осуществляет добычу из двух пластов, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и стволом, на фиг.2 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с одним пакером осуществляет добычу из одного пласта, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и стволом, а нижняя часть регулятора выполнена из герметизирующего материала, на фиг.3 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с двумя пакерами осуществляет добычу из двух пластов, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и НКТ.

Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов включает погружной насос 1, НКТ 2, один или несколько пакеров 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5, перепускную систему с регулятором 6, вставкой 7, перепускными отверстиями и одним или несколькими разделительными герметизирующими элементами 8.

Насос погружной 1 представляет собой, например, ЭЦН, ЭВН или другой глубинный скважинный насос.

НКТ 2 представляет собой трубу, например, с муфтами или без муфт, или участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.

Пакер 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5 установлен на НКТ 2 выше приема погружного насоса 1 и предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1. Пакер 3 представляет собой разобщающее устройство, например, механическое, гидравлическое, с различным способом установки в скважине. Уплотнительный элемент 5 пакера представляет собой, например, по меньшей мере, одну уплотнительную манжету, по меньшей мере, одно уплотнительное кольцо. Ствол 4 пакера 3 представляет собой, например, полый шток или участок трубы, участок НКТ одного или разного диаметра монолитной или сборной конструкции.

Перепускная система с регулятором 6, вставкой 7, одним или несколькими разделительными герметизирующими элементами 8 и перепускными отверстиями, которые расположены выше уплотнительного элемента 5 пакера 3 или выше верхнего пакера 3 и ниже уплотнительного элемента 5 пакера 3 или нижнего пакера 3 и гидравлически связаны между собой и погружным насосом 1.

Вставка 7 размещена внутри ствола 4 и/или НКТ 2 выше приема погружного насоса 1, образуя осевой канал внутри вставки 7 и пространство между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2, и герметично закреплена посредством одного или нескольких разделительных герметизирующих элементов 8.

Вставка 7 представляет собой, например, участок трубы, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля или участков труб одного или разного диаметров, соединенных между собой, образуя при этом сборную вставку 7 и предназначена для разобщения потоков внутри скважины и обеспечения отбора пластового флюида по осевому каналу вставки 4 и с последующей подачей по НКТ 2. Вставка 7 представляет собой, например, разъединительное устройство.

Герметизирующий разделительный элемент 8 или разделительные герметизирующие элементы 8 перепускной системы расположены выше приема погружного насоса 1 и ниже уплотнительного элемента 5 пакера 3 или нижнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2. Например, при наличии в скважинной установке двух пакеров 3, разделительный герметизирующий элемент 8 или разделительные герметизирующие элементы 8 расположены в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3 и выше приема погружного насоса 1.

Разделительный герметизирующий элемент 8 обеспечивает герметичное разобщение осевого канала внутри вставки 7 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 посредством герметичного удержания вставки 7.

Разделительный герметизирующий элемент 8 выполнен в виде одного элемента или выполнен сборным в виде нескольких элементов, герметично соединенных между собой. Разделительный герметизирующий элемент 8 представляет собой, например, уплотнитель с цанговым захватом, выступ с уплотнителем, разбухающую манжету, уплотнительные манжеты со срезными элементами, фиксирующую муфту с резьбой и герметизирующими элементами или со штифтами, втулку с графитовой смазкой на резьбе и т.д.

Сборный разделительный герметизирующий элемент 8 содержит, например, несколько различных уплотнительных колец, манжет, упорных элементов и т.п. Сборный разделительный герметизирующий элемент 8 выполнен, например, в виде разъединителя колонн, разъединительно-соединительных устройств и т.п.

Перепускные отверстия выполнены в НКТ 2 и/или в стволе 4, при этом, по меньшей мере, одно перепускное отверстие 9 расположено выше уплотнительного элемента 5 пакера или верхнего пакера 3 и, по меньшей мере, одно перепускное отверстие 10 расположено ниже уплотнительного элемента 5 пакера или нижнего пакера 3.

При наличии в установке двух и более пакеров 3, перепускные отверстия 9 или перепускное отверстие 9 расположены выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3, а перепускные отверстия 10 или перепускное отверстие 10 расположены выше герметизирующего разделительного элемента 8 и ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3. При этом перепускные отверстия 9 и 10 гидравлически связаны между собой и погружным глубинным насосом 1.

Перепускные отверстия 9 обеспечивают перепуск пластового флюида из пласта, расположенного выше уплотнительного элемента 5, в пространство между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 на прием погружного насоса 1.

Перепускные отверстия 10 обеспечивают перепуск пластового флюида из пространства между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 на прием погружного насоса 1.

Регулятор 6 предназначен для смены режима отбора и интенсивности потока скважинного флюида поступающего из пласта или пластов на прием погружного насоса 1.

Регулятор 6 выполнен с возможностью перемещения в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и с возможностью герметичного перекрытия полностью или частично перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, устанавливая его в различные положения путем перемещения вверх или вниз относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, обеспечивая тем самым смену режимов отбора и интенсивности потока пластового флюида, например, с верхнего пласта.

Регулятор 6 герметично установлен в верхней части вставки 7 выше уплотнительного элемента 5 пакера 3 или верхнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4. При наличии в установке двух и более пакеров 3, регулятор 6 герметично установлен в верхней части вставки 7 выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4.

Возможность перемещения регулятора 6 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4 обеспечивает выполнение регулятора 6, например, с захватной проточкой или захватным выступом 14, с захватной головкой 15 и, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 16, обеспечивающим прохождение пластового флюида через вставку 7 в НКТ 2.

Например, регулятор 6 выполнен в виде участка трубы, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом 12 или герметизирующим покрытием 13, расположенным внутри и снаружи регулятора, обеспечивающим герметичное перекрытие перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, или регулятор 6 выполнен из герметизирующего материала 11, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной головкой 15, расположенной в верхней его части, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 16, и, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом 12, расположенным внутри и снаружи нижней части регулятора 6, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регулятора 6, а нижняя часть регулятора 6 выполнена из герметизирующего материала, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регуляторе 6 и, по меньшей мере, с одним герметизирующим покрытием 13, расположенным внутри и снаружи нижней части регулятора 6.

Герметизирующий материал 11 представляет собой, например, полимер, прорезиненный материал, резиновый материал. Герметизирующий элемент 12 представляет собой, например, резиновую манжету. Герметизирующее покрытие 13 представляет собой пленку или слой, образованный, например, электролизом, хонингованием, полимерным покрытием.

Захватная головка 15, захватные проточка или выступ 14 обеспечивают перемещение или извлечение регулятора 6 посредством канатного инструмента.

Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов дополнительно снабжена отверстием для глушения 17, расположенным в НКТ 2 над пакером 3, по меньшей мере, одним измерительным прибором 18, расположенным над пакером 3, например, напротив верхнего пласта, и обеспечивающим непрерывные замеры давления и определение дебита по кривой восстановления давления (КВД), срезными элементами 19, расположенными на НКТ 2 или на вставке 7 и обеспечивающими фиксацию определенного положения регулятора 6, центратором 20, расположенным в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2, обеспечивающим их центрирование относительно друг друга или эксплуатационной колонны, штуцером 21, расположенным в перепускных отверстиях 9, 10 и обеспечивающим регулирование потока флюида, протектором для защиты кабеля или измерительных приборов 18 (не показан), посадочным местом или скважинной камерой (не показан), обеспечивающим установку автономных устройств, например, измерительных приборов 18 или регуляторов 6.

Кроме этого, установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов дополнительно снабжена устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере 3, при этом устройство герметизации кабеля представляет собой кабельный ввод.

Отверстие для глушения 17 обеспечивает сообщение межтрубного пространства над пакером 3 с внутритрубным пространством при перемещении регулятора 6, например, в крайнее нижнее положение относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9. При наличии в скважинной установке двух или более пакеров, отверстие для глушения 17 расположено в НКТ 2 над верхним пакером 3.

Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов осуществляют следующим образом.

Спускают в скважину на заданную глубину НКТ 2 с погружным насосом 1, с одним или несколькими пакерами 3, установленными выше приема погружного насоса 1, с глубинным измерительным прибором 18 и с перепускной системой, включающей перепускные отверстия 9 и 10, регулятор 6, вставку 7, установленной выше приема погружного насоса 1.

Герметично разобщают осевой канал внутри вставки 7 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 посредством разделительного герметизирующего элемента 8 или разделительных герметизирующих элементов 8.

Посредством канатной техники устанавливают регулятор 6, выполненный с возможностью перемещения в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2. Для установки регулятора в режим «открыто», его перемещают в пространстве между вставкой 7 и стволом и/или НКТ 2 вверх относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, открывая их полностью или частично, обеспечивая тем самым гидравлическое сообщение пластового флюида на прием погружного глубинного насоса 1.

Затем пакеруют пакер 3 или пакера 3 между пластами, например, между верхним и нижним пластами, и запускают глубинный насос 1 в эксплуатацию.

При полном открытии перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9 осуществляют отбор пластового флюида совместно из двух пластов в максимально интенсивном режиме отбора, а для уменьшения интенсивности отбора пластового флюида - частично перекрывают перепускные отверстия 9 или перепускное отверстие 9.

Отбор пластового флюида раздельно из верхнего или нижнего пластов или совместный отбор пластового флюида из верхнего и нижнего пластов осуществляют погружным насосом 1 по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность, что обеспечивает эффективность добычи пластового флюида за счет снижения гидравлических потерь посредством прямоточного восходящего потока пластового флюида с погружного насоса 1.

При этом смену режимов отбора пластового флюида осуществляют в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки, так как конструкция скважинной установки позволяет менять режим отбора пластового флюида без извлечения регулятора и остановки скважины.

Эксплуатацию двух или более пластов, разобщенных между собой пакером 3 или пакерами 3, совместно или раздельно осуществляют посредством направления пластового флюида на прием работающего погружного насоса 1, а отбор пластового флюида из двух или более пластов осуществляют по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.

В процессе эксплуатации скважинной установки дополнительно замеряют на устье дебит и обводненность, как совместно работающих пластов, так и раздельно, при заданных параметрах дебита и обводненности.

Смену режима отбора пластового флюида и интенсивность потока пластового флюида в процессе эксплуатации скважинной установки производят следующим образом: спускают или сбрасывают канатный инструмент, переводя регулятор 6, например, в режим «закрыто», перемещая его в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 вниз относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, герметично перекрывая их.

Перевод регулятора, например, в режим «закрыто», обеспечивает, например, раздельное сообщение нижнего пласта с погружным насосом 1 и, соответственно, обеспечивает раздельный отбор пластового флюида погружным насосом 1 только из нижнего пласта по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.

В процессе эксплуатации нижнего пласта дополнительно замеряют на устье его параметры, например, дебит и обводненность, определяя также изменение уровня жидкости в затрубном пространстве или давления над пакером 3 и рассчитывая по КВУ или КВД дебит верхнего пласта в момент его отключения.

Кроме этого, зная дебит при совместной или раздельной эксплуатации пластов, а также обводненность нижнего пласта и обводненность при совместной эксплуатации пластов, замеренные на устье, по известной зависимости находят обводненность по верхнему пласту.

Таким образом, осуществляют контроль дебита и обводненности раздельно по пластам при ОРД.

Также в процессе отбора пластового флюида посредством измерительного прибора 18 измеряют скважинные параметры дебита и обводненности, например, в режиме реального времени.

С помощью предлагаемых технических решений регулируют отбор скважинного флюида из пластов, разобщая потоки, изменяя интенсивность потока и управляя потоком скважинного флюида, например, верхнего и нижнего пластов и, соответственно, отбором скважинного флюида из скважины в целом.

Предлагаемые технические решения повышают эффективность добычи пластового флюида при одновременно-раздельной добычи (ОРД), путем снижения гидравлических потерь за счет прямоточного восходящего с насоса потока пластового флюида и обеспечения непрерывной работы установки при смене режима отбора и интенсивности добычи пластового флюида, а также позволяет производить непрерывное измерение давления пластового флюида и учет дебита эксплуатируемых пластов без замены регуляторов.