Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации многопластовых скважин как для раздельной выработки пластов, так и для одновременной.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и приемный клапан для периодического перекрывания потока из пластов (патент РФ на изобретение №2161698, МПК 8 Е21В 43/14; Е21В 34/06, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2001 г.), состоящий из корпуса, являющегося частью эксплуатационной колонны, золотника с приемными отверстиями и пружины, установленной под торцем золотника, при этом на торцах золотника выполнены упоры, один из которых в устойчивом положении клапана входит в пазовый венец в корпусе с двумя последовательно чередующимися по глубине видами пазов, что и определяет состояние смещения золотниковых отверстий по отношению к отверстиям в корпусе, а упор другого торца золотника при переключении клапана входит в пазовый венец с криволинейными пазами в корпусе с другой стороны, обеспечивающий при движении золотника в осевом направлении его разворот.

Недостатком данного устройства является то, что открывание-закрывание приемных клапанов происходит при подаче импульса давления гидронасосом, нагнетающим в эксплуатационную колонну рабочую жидкость, причем каждый приемный клапан имеет индивидуальный элемент, определяющий порог его срабатывания, и имеет определенную последовательность, нарушение которой, например при резком скачке импульса давления, может привести к сбою в работе приемных клапанов, то есть будет не определено - в каком из устойчивых положений "открыто" или "закрыто" находится каждый приемный клапан.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является устройство для одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов одной скважины (авторское свидетельство SU №907225, МПК 7 Е21В 43/14; опубл. в бюл. №7 от 23.02.1982 г.), выполненное в виде расположенных в корпусной детали регулирующих клапанных втулок, снабженных проходными каналами и захватными элементами и управляемых с дневной поверхности при помощи механизма управления, снабженного ответным захватным элементом, при этом захватные элементы клапанных втулок расположены выше проходных каналов, а механизм управления выполнен в виде двух радиально подпружиненных и кинематически связанных между собой полувтулок, на которых расположен захватный элемент механизма управления.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, сложность конструкции устройства, связанная с большим количеством узлов и деталей, в частности сложна конструкция клапанных втулок и механизма управления, а это ведет к удорожанию изготовления устройства и стоимости его в целом;

- во-вторых, после остановки эксплуатации скважины добываемая скважинная жидкость, находящаяся в скважине, произвольно возвращается обратно через отверстия корпуса в продуктивные пласты, клапанные втулки которых открыты, при этом происходит кольматация призабойной зоны пластов, что снижает общий дебит скважины по нефти;

- в-третьих, процесс отбора скважинной жидкости не регулируется по продуктивным пластам в зависимости от значения давления в них.

Технической задачей изобретения является возможность избирательного перемещения клапанных втулок за один спуск механизма управления в скважину, а также исключение обратного поступления скважинной жидкости в пласт в период остановки скважины и регулируемый отбор скважинной жидкости по продуктивным пластам в зависимости от давления в них.

Поставленная техническая задача решается устройством для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащим патрубок с отверстиями, выполненными напротив каждого из продуктивных пластов, герметично разделенных между собой пакерами.

Новым является то, что снаружи к патрубку напротив каждого из его отверстий установлены регулируемые клапаны, причем каждый регулируемый клапан состоит из полого стакана, внутри которого размещена втулка с седлом, и подпружиненного сверху вниз шарика, размещенного на седле втулки, при этом регулирующие клапаны позволяют эксплуатировать соответствующие им продуктивные пласты при превышении заданных значений давления путем настройки усилия сжатия пружины шарика для каждого регулируемого клапана в отдельности, при этом внутри патрубка размещен заглушенный снизу ниппель, оснащенный боковыми отверстиями и шиберами, причем боковые отверстия ниппеля размещают напротив отверстий патрубка, которые необходимо установить в положение "открыто", а шиберы герметично устанавливают напротив отверстий патрубка, которые необходимо установить в положение "закрыто".

На фиг.1 изображено предлагаемое устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины без ниппеля.

На фиг.2 изображено предлагаемое устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ниппелем.

На фиг.3 изображена конструкция обратного клапана.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины (в данном примере на фиг.1 изображена скважина с тремя продуктивными пластами) содержит патрубок 1 (см. фиг.1 и 2) с отверстиями 2; 2′; 2′′, выполненными напротив каждого продуктивного пласта 3; 3′; 3′′. Каждый из продуктивных пластов 3; 3′; 3′′ в скважине 4 герметично разделен друг от друга соответственно пакерами 5; 5′; 5′′. Снаружи к корпусу 1 напротив каждого из его отверстий 2; 2′; 2′′ соответственно установлены регулируемые клапаны 6; 6′; 6′′.

Каждый из регулируемых клапанов 6; 6′; 6′′, например регулируемый клапан 6 (см. фиг.3), состоит из полого стакана 7, внутри которого размещена втулка 8 с седлом 9, и подпружиненного посредством пружины 10 сверху вниз шарика 11, размещенного на седле 9 втулки 8, имеющей возможность регулировки усилия сжатия пружины 10 шарика 11.

Внутри патрубка 1 размещен заглушенный снизу ниппель 12 (см. фиг.2), оснащенный боковыми отверстиями 13 и шибером 14; 14′′. Боковые отверстия 13 ниппеля 12 размещают напротив отверстий 2′ патрубка 1, которые необходимо установить в положение "открыто", а шиберы 14; 14′ ниппеля 12 герметично устанавливают соответственно напротив отверстий 2 и 2′′ патрубка 1, которые необходимо установить в положение "закрыто".

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины работает следующим образом.

Перед монтажом устройства в скважине производят настройку регулируемых клапанов 6; 6′; 6′′, при этом каждый из регулируемых клапанов 6; 6′; 6′′ настроен на определенное давление, при котором он начнет пропускать вовнутрь патрубка 1 из соответствующего ему продуктивного пласта 3; 3′; 3′′ сквозь соответствующие отверстия 2; 2′; 2′′ (см. фиг.1). Например, регулируемый клапан 6 начинает пропускать скважинную жидкость при значении давления в продуктивном пласте от 5,0 МПа; регулируемый клапан 6′ - от 8,0 МПа; регулируемый клапан 6′′ - от 12,0 МПа.

После настройки всех регулируемых клапанов 6; 6′; 6′′ устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины в сборе спускают и монтируют в скважине 4, как показано на фиг.1.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины монтируют в скважине 4, как показано на фигуре 1. Далее в скважину 4 на колонне труб 15 спускают насос 16 любой известной конструкции (например, электроцентробежный насос), после чего запускают скважину 4 в эксплуатацию, при этом происходит эксплуатация тех продуктивных пластов 3; 3′; 3′′, значения давления в которых равно или больше вышеупомянутых выше величин, то есть для регулируемого клапана 6 - 5,0 МПа; для регулируемого клапана 6′ - 8,0 МПа; для регулируемого клапана 6′′ - 12,0 МПа.

Насос 16 перекачивает скважинную жидкость, поступающую в скважину 4 из продуктивных пластов 3; 3′; 3′′, сквозь соответствующие регулируемые клапаны 6; 6′; 6′′ и отверстия 2; 2′; 2′′ патрубка 1 на дневную поверхность.

Таким образом, происходит процесс эксплуатации многопластовой скважины 4.

В процессе эксплуатации обводняются, например, продуктивные пласты 3; 3′′, что резко увеличивает обводненность добываемой скважинной жидкости. Поэтому с целью снижения обводненности добываемой скважинной жидкости возникает необходимость отключения продуктивных пластов 3; 3′′.

Для этого останавливают скважину 4, извлекают из нее колонну труб 15 с насосом 16, при этом регулируемые клапаны 6; 6′; 6′′ (см. фиг.1 и 2) исключают обратное поступление скважинной жидкости в соответствующие продуктивные пласты 3; 3′; 3′′, поскольку подпружиненные сверху вниз шарики 11 (см. фиг.3); 11′; 11′′ (на фиг.1, 2, 3 не показано) герметично садятся на соответствующие седла 9 (см. фиг.3); 9′; 9′′ (на фиг.1, 2, 3 не показано) втулок 8 (см. фиг.3); 8′; 8′′ (на фиг.1, 2, 3 не показано), при этом не происходит кольматация призабойной зоны продуктивных пластов 3; 3′; 3′′ и не снижается планируемый общий дебит скважины по нефти.

Затем спускают в скважину 4 (см. фиг.1) на колонне труб или канате (на фиг. не показано) заглушенный снизу ниппель 12, оснащенный боковыми отверстиями 13 и шибером 14; 14′′, и устанавливают ниппель 12 внутри патрубка 1, причем шиберы 14 и 14′ устанавливают в составе ниппеля 12 напротив отверстий 2 и 2′′ патрубка 1, сообщающихся соответственно с обводнившимися пластами 3 и 3′′, а боковые отверстия 13 ниппеля 12 размещают напротив отверстий 2′ патрубка 1, сообщающегося с продуктивным пластом 3′.

Далее отсоединяют колонну труб или канат от заглушенного снизу ниппеля 12, который остается в скважине 4. После чего извлекают колонну труб или канат из скважины 4 и вновь спускают в скважину 4 на колонне труб 15 (см. фиг.2) либо тот же насос 16 или же другой, например, скважинный штанговый насос (на фиг.1 и 2 не показано) и запускают скважину 4 в эксплуатацию.

Таким образом, согласно фиг.2 производят одновременно-раздельную эксплуатацию пластов 3; 3′ и 3′′. Обводнившиеся пласты 3 и 3′′ не эксплуатируются, так как размещенные напротив них отверстия 2 и 2'' патрубка 1 закрыты, поскольку герметично перекрыты изнутри шибером 14 и 14′ ниппеля 12 соответственно, при этом продуктивный пласт 3′ эксплуатируется, так как размещенное напротив него отверстие 2' патрубка 1 изнутри посредством боковых отверстий 13 ниппеля 12 сообщается с внутренним пространством скважины 4, то есть скважинная жидкость попадает на прием насоса 16.

В дальнейшем при необходимости можно извлечь из скважины 4 заглушенный снизу ниппель 12, изменить его компоновку перестановкой боковых отверстий 13 (см. фиг.2); 13′ и 13′′ (на фиг.1, 2, 3 не показано) и шиберов 14; 14′ (см. фиг.2) и 14′′ (на фиг.1, 2, 3 не показано) и продолжить эксплуатацию необходимых пластов 3; 3′ и 3′′.

Предлагаемое устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины имеет простую конструкцию. Кроме того, наличие в конструкции устройства регулируемых клапанов исключает обратное поступление скважинной жидкости в пласт в период остановки скважины, что в свою очередь исключает кольматацию призабойной зоны пластов и не снижает планируемый общий дебит скважины по нефти, а также позволяет производить эксплуатацию продуктивных пластов с определенного значения давления в них.