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 7 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 приемных 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 определенно 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, для открытия-закрытия клапанных втулок клапанов в скважине необходимо производить спуско-подъемные операции механизма управления, для чего необходимо привлечь ремонтную или геофизическую бригады, а это требует дополнительных затрат;

- в-третьих, 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.

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, а также снижение затрат на открытие-закрытие клапанов и исключение обратного поступления скважинной жидкости в пласт в период остановки скважины.

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

Новым является то, что снаружи патрубка напротив каждого из его отверстий размещены клапаны, каждый из которых состоит из корпуса с боковым каналом, подпружиненного снизу седла, герметично размещенного в корпусе, направляющего штифта и шарика, установленного на седле, причем на наружной поверхности седла выполнен замкнутый паз, состоящий из чередующихся между собой коротких и длинных проточек, а направляющий штифт с одной стороны жестко соединен с корпусом, а с другой стороны размещен в замкнутом пазу седла с возможностью перемещения по траектории чередующихся между собой коротких и длинных проточек под действием гидравлического давления сверху, при этом при расположении направляющего штифта в короткой проточке замкнутого паза седла клапан закрыт, а при размещении направляющего штифта в длинной проточке замкнутого паза седла клапан открыт.

На фигуре 1 изображено предлагаемое устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

На фигуре 2 изображен обратный клапан в открытом положении.

На фигуре 3 изображен замкнутый паз, выполненный на наружной поверхности седла в виде чередующихся между собой коротких и длинных проточек.

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины (в данном примере на фигуре 1 изображена скважина с тремя продуктивными пластами) содержит парубок 1 с отверстиями 2; 2'; 2'', выполненными напротив каждого продуктивного пласта 3; 3'; 3''. Патрубок 1 может состоять из колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

Каждый из продуктивных пластов 3; 3'; 3'' в скважине 4 герметично разделен друг от друга соответственно пакерами 5; 5'; 5''. Снаружи патрубка 1 напротив каждого из его отверстий 2; 2'; 2'' установлены соответственно клапаны 6; 6'; 6''. Каждый из клапанов 6; 6'; 6'', например клапан 6 (см. фиг.2), состоит из корпуса 7 с боковым каналом 8, подпружиненного снизу посредством пружины 9 седла 10 герметично посредством уплотнительных элементов 11, размещенного в корпусе 7, направляющего штифта 12 и шарика 13, установленного на седле 10.

На наружной поверхности седла 10 выполнен замкнутый паз 14 (см. фиг.2 и 3), состоящий из чередующихся между собой коротких 15 и длинных 16 проточек (см. фиг.3), а направляющий штифт 12 с одной стороны жестко соединен с корпусом 7, а с другой стороны размещен в замкнутом пазу 14 седла 10 с возможностью перемещения по траектории чередующихся между собой коротких 15 и длинных 16 проточек по действием гидравлического давления сверху, создаваемого в скважине и соответственно в клапанах 6; 6'; 6'' посредством насоса (например, насосного агрегата ЦА-320, широко используемого при ремонте скважин).

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

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины монтируют в скважине 4, как показано на фигуре 1, причем каждый из клапанов 6; 6'; 6'' открыт, то есть внутреннее пространство скважины 4 сообщается с продуктивными пластами 3; 3'; 3''. К примеру, направляющий штифт 12 клапан 6 размещен в длинной проточке 16 замкнутого паза 14 седла 10 (см. фиг.3), то есть боковой канал 8 (см. фиг.2) корпуса 7 клапана 6 сообщается с внутренним пространством патрубка 1 и соответственно скважины 4 (см. фиг.1).

Далее в скважину 4 на колонне труб 17 спускают насос 18 любой известной конструкции (например, электроцентробежный насос). После чего запускают скважину 4 в эксплуатацию. При этом происходит одновременная эксплуатация всех трех пластов 3; 3'; 3'', то есть насос 18 перекачивает добываемую скважинную жидкость из скважины 4 на дневную поверхность. Допустим, что в процессе эксплуатации обводняется один пласт, например продуктивный пласт 3, что резко увеличивает обводненность добываемой скважинной жидкости. С целью снижения обводненности добываемой скважинной жидкости возникает необходимость отключения продуктивного пласта 3.

Для этого останавливают скважину 4 и извлекают из нее колонну труб 17 с насосом 18, при этом клапаны 6; 6'; 6'' (см. фиг.1 и 2) благодаря шарикам 13 (см. фиг.1 и 2) и шарикам 13'; 13'' (на фиг.1 показано условно) исключают обратное поступление скважинной жидкости в соответствующие продуктивные пласты 3; 3'; 3'', при этом не происходит кольматация призабойной зоны пластов и не снижается планируемый общий дебит скважины по нефти.

Затем обвязывают устье скважины 4 с насосом (на фиг.1, 2, 3 не показано) и создают в скважине 4 (см. фиг.1 и 2) гидравлическое давление, например 12,0 МПа, соответствующее порогу его срабатывания (сжатию пружины 9 с возможностью перемещения направляющего штифта из длинной проточки замкнутого паза 14 (см. фиг.3) в короткую проточку 15 замкнутого паза 14 седла 10 клапана 6), то есть закрытию клапана 6, при этом данное гидравлическое давление воздействует сквозь патрубок 2 на клапана 6; 6'; 6'' и, в частности, на клапан 6.

В результате шарик 13 (см. фиг.2) и седло 10 клапана 6 перемещаются вниз относительно корпуса 7, жестко соединенного к патрубку 1, сжимая пружину 9, в этот момент направляющий штифт 12 из длинной проточки 16 (см. фиг.3) замкнутого паза 14 перемещается в короткую проточку 15 замкнутого паза 14 седла 10 клапана 6, при этом боковой канал 8 корпуса 7 клапана 6 герметично перекрывается седлом 10 и клапан 6 закрывается. В итоге продуктивный пласт 3 отключен от сообщения с внутренним пространством скважины 4, а продуктивные пласты 3'; 3'' продолжают сообщаться с внутренним пространством скважины 4.

Далее вновь в скважину 4 (см. фиг.1) на колонне труб 17 спускают насос 18 любой известной конструкции, например штанговый глубинный насос, и продолжают эксплуатацию скважины 4. При необходимости открытия клапана 6 в процессе последующей эксплуатации вышеописанные операции повторяют.

При необходимости закрытия других клапанов 6'; 6'' вышеописанные операции повторяют, но при этом создаваемое в скважине 4 гидравлическое давление должно быть больше гидравлического давления, равного 12,0 МПа и соответствующего порогу срабатывания клапана 6, например, для клапана 6' - 14,0 МПа, а для клапана 6'' - 16, МПа.

Предлагаемое устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины имеет простую конструкцию, а использование насоса, размещенного на устье скважины, для открытия-закрытия клапанов сокращает затраты на управление клапанами, то есть исключаются спуско-подъемные операции механизма управления в скважину с привлечением ремонтной или геофизической бригады, при этом не происходит обратное поступление скважинной жидкости в пласт в период остановки скважины, что исключает кольматацию призабойной зоны пластов и не снижает планируемый общий дебит скважины по нефти.