Комплекс для добычи нефти из двух горизонтов совместно-раздельным способом и клапанный блок для него

Комплекс позволяет проводить добычу нефти из двух горизонтов с возможностью глушения, освоения и исследования каждого горизонта в отдельности. Комплекс содержит верхнюю 1 и нижнюю 2 колонны труб, разъединитель 3, нижний пакер 4, тепловой компенсатор 5, верхний пакер 6, электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом, планшайбу 12 и клапанный блок 13. Между нижним пакером 4 и разъединителем 3 размещен тепловой компенсатор 5. В верхнем пакере 6 выполнены два ствола 7 и 9, расположенные один в другом и образующие два независимых канала 8 и 10. Стволы 7 и 9 объединены клапанным блоком 13. Клапанный блок 13 размещен на нижней колонне труб 2 и содержит два клапан-отсекателя 14 и 21. Клапан-отсекатель 14 нижнего пакера 4 содержит запорный элемент 16 с седлом 17, пружинную цангу 18, блокиратор 19, хвостовик 20 и управляющий элемент 28. Клапан-отсекатель 21 верхнего пакера 6 содержит запорный элемент 23 с седлом 24, пружинную цангу 25, блокиратор 26, хвостовик 27 и управляющий элемент 29. В качестве управляющих элементов 28 и 29 могут быть использованы канат, гидравлическая трубка, электрический кабель или другое. Управляющие элементы 28, 29 и насос 11 закреплены на планшайбе 12. Техническое решение позволяет повысить эксплуатационные возможности комплекса, расширить режимы работы клапанного блока, обеспечить безопасность и надежность освоения скважины, и проводить исследования добывающей жидкости, 2 н.з.п. ф-лы, 6 ил.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для добычи нефти из двух горизонтов с возможностью глушения, освоения и исследования каждого горизонта в отдельности с использованием штангового или любого другого насоса.

Известен комплекс для одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких горизонтов, содержащий колонну труб с одним или несколькими пакерами, оснащенный клапанными системами, RU 2211311 С2, Е21В 43/14, 2003.08.27; RU 2313659 C1, E21B 43/14, 2007.12.27; RU 2262586 С2, E21B 43/12, E21B 34/06, 2005.10.20; RU 50596; RU 2253009 C1, E21B 43/14, 2005.05.27; RU 2296212 С2, E21B 43/14, 2007.03.27; RU 64279 U1, E21B 43/14, 2007.06.27; RU 65127 U1, E21B 43/14, 2007.07.27.

Известен клапан-отсекатель, содержащий запорный элемент, имеющий возможность перемещения вдоль его оси, с подпружиненным седлом, и снабженный механизмом переключения и фиксации, RU 2191253 C1, E21B 34/06, 2002.10.20; RU 2172815 C1, E21B 34/06, 2001.08.27; RU 22174 U1, E21B 34/06, 2002.03.10; RU 2191252 C1, E21B 34/06, 2002.10.20.

2 Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов, содержащая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер, хвостовик, всасывающий клапан, RU 2297522 C1, E21B 43/14, 2007.04.20; RU 2221136 C1, E21B 43/14, 2004.01.10; RU 49106 U1, E21B 43/14, 2005.11.10.

Известна трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта, содержащая эксплуатационную колонну труб, пакеры, струйный насос, запорные клапаны, циркуляционные клапаны, тепловые компенсаторы, RU 77899 U1, E21B 43/14, Е21В 33/12, 2008.11.10.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов в одной скважине, включающая колонну труб, состоящую из верхней и нижней колонн, пакер, насос, разъедититель, расположенный над пакером, имеющий возможности размещения в скважине на глубину установки пакера нижней колонны труб и замены верхней колонны труб, и ниппель, выполненный на разъединителе, RU 76964 U1, E21B 43/00, 2008.10.10; RU 76968 U1, E21B 43/14, 2008.10.10.

Известные комплексы и установки отвечают индивидуальным требованиям эксплуатации.

Известна система отсекателя пласта, спускаемая в скважину на колонне труб, состоящей из верхней и нижней колонн труб, и включающая пакер, разъединитель, расположенный на нижней колонне труб и имеющий возможность отсоединения и подъема верхней колонны труб, насос и клапанный блок, RU заявка 2008145432 U1, E21B 43/00, Е21В 34/06, решение о выдаче патента от 2009.02.16.

Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.

Клапанный блок «ближайшего аналога» содержит клапан-отсекатель, который требует настройки на определенный режим работы до спуска его в скважину, и управление клапан-отсекателем в клапанном блоке «ближайшего аналога» в процессе работы системы не предусмотрено, режимы работы клапанного блока ограничены, что снижает ее эксплуатационные возможности.

В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить эксплуатационные возможности комплекса, расширить режимы работы клапанного блока, обеспечить безопасность и надежность освоения скважины, и проводить исследования добывающей жидкости.

Технический результат настоящей полезной модели заключается в выполнении в верхнем пакере двух стволов, объединении стволов клапанным блоком, наличии в клапанном блоке двух клапан-отсекателей с управляющими элементами, возможности управления запорными элементами каждого из клапан-отсекателей, направленные на обеспечение добычи нефти из двух горизонтов одновременно или последовательно в любой очередности и смену насосного оборудования без глушения горизонтов.

Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что комплекс для добычи нефти из двух горизонтов, спускаемый в скважину на колонне труб, состоящей из верхней и нижней колонн труб, включает пакер, разъединитель, расположенный на нижней колонне труб и имеющий возможность отсоединения и подъема верхней колонны труб, насос и клапанный блок.

Комплекс содержит нижний пакер, установленный над нижним горизонтом, при размещении между ним и разъединителем теплового компенсатора. Комплекс содержит верхний пакер, установленный над верхним горизонтом, при выполнении в нем двух стволов, расположенных один в другом и образующих два независимых канала. В качестве насоса использован электроцентробежный насос с кабельным вводом, спускаемый после подъема верхней колонны труб и закрепленный на планшайбе, установленной на фланце эксплуатационной колонны.

Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что клапанный блок комплекса, выполненного согласно п.1, включает клапан-отсекатель с запорным элементом и пружинной цангой.

Клапанный блок, расположенный над верхним пакером и размещенный на нижней колонне труб, содержит два клапан-отсекателя. Каждый клапан-отсекатель образует канал для прохода жидкости, сообщенный с соответствующим независимым каналом каждого из стволов верхнего пакера. Стволы верхнего пакера объединены клапанным блоком. Каждый клапан-отсекатель снабжен блокиратором, соединенным с помощью управляющих элементов с планшайбой, выполнен с хвостовиком, имеющим возможность сопряжения с блокиратором и пружинной цангой. Каждый из клапан-отсекателей имеет возможность установки блокиратора в крайне-верхнее положение с размещением хвостовика над пружинной цангой при нахождении седла запорного элемента в положении «открыто». Каждый из клапан-отсекателей имеет возможность блокирования блокиратора с удерживанием хвостовика пружинной цангой при нахождении седла запорного элемента в положении «перекрыто». Каждый из клапан-отсекателей имеет возможность захвата блокиратором пружинной цанги с перемещением хвостовика внутрь нее при нахождении седла запорного элемента в положении «закрыто».

Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».

Сущность полезной модели поясняется чертежами, где изображены:

на фиг.1 - Комплекс, схематично;

на фиг.2 - Схема установки комплекса;

на фиг.3 - Клапанный блок и нижний пакер, разрез;

на фиг.4 - Узел А на фиг.3;

на фиг.5 - Рабочая схема клапан-отсекателя нижнего пакера;

на фиг.6 - Рабочая схема клапан-отсекателя верхнего пакера. Комплекс включает:

Верхнюю колонну труб - 1,

Нижнюю колонну труб - 2.

Разъединитель - 3.

Нижний пакер - 4.

Тепловой компенсатор - 5.

Верхний пакер - 6,

ствол (верхнего пакера 6) - 7,

независимый канал (в стволе 7) - 8,

ствол (верхнего пакера 6) - 9,

независимый канал (в стволе 9) - 10.

Электроцентробежный насос с кабельным вводом - 11.

Планшайбу - 12.

Клапанный блок - 13.

Клапан-отсекатель (в блоке 13 для нижнего пакера 4) - 14,

канал (клапан-отсекателя 14) - 15,

запорный элемент (клапан-отсекателя 14) - 16,

седло (элемента 16) - 17,

пружинную цангу (клапан-отсекателя 14) - 18,

блокиратор (клапан-отсекателя 14) - 19,

хвостовик (клапан-отсекателя 14) - 20.

Клапан-отсекатель (в блоке 13 для верхнего пакера 6) - 21,

канал (клапан-отсекателя 21) - 22,

запорный элемент (клапан-отсекателя 21) - 23,

седло (элемента 23) - 24,

пружинную цангу (клапан-отсекателя 21) - 25,

блокиратор (клапан-отсекателя 21) - 26,

хвостовик (клапан-отсекателя 21) - 27.

Управляющие элементы (клапан-отсекателя 14) - 28.

Управляющие элементы (клапан-отсекателя 21) - 29.

Комплекс для добычи нефти из двух горизонтов совместно-раздельным способом спускают в скважину на колонне труб. Колонна труб состоит из верхней колонны 1, нижней колоны 2 и разъединителя 3.

Разъединитель 3 расположен на нижней колонне труб 2 и имеет возможность отсоединения и подъема верхней колонны труб 1.

Комплекс содержит нижний пакер 4, тепловой компенсатор 5, верхний пакер 6, электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом, планшайбу 12 и клапанный блок 13.

Нижний пакер 4 установлен над нижним горизонтом. Верхний пакер 6 установлен над верхним горизонтом.

Между нижним пакером 4 и разъединителем 3 размещен тепловой компенсатор 5.

В верхнем пакере 6 выполнены два ствола 7 и 9, расположенные один в другом и образующие два независимых канала 8 и 10.

Электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом спускают в скважину после подъема верхней колонны труб 1. Электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом закреплен на планшайбе 12. Планшайба 12 установлена на фланце (не показан) эксплуатационной колонны.

В качестве насоса может быть использован любой другой насос.

Клапанный блок 13 расположен над верхним пакером 6 и размещен на нижней колонне труб 2.

Клапанный блок 13 содержит два клапан-отсекателя 14 и 21.

Клапан-отсекатель 14 нижнего пакера 4 содержит запорный элемент 16 с седлом 17, пружинную цангу 18, блокиратор 19, хвостовик 20 и управляющий элемент 28.

Клапан-отсекатель 21 верхнего пакера 6 содержит запорный элемент 23 с седлом 24, пружинную цангу 25, блокиратор 26, хвостовик 27 и управляющий элемент 29.

В качестве управляющих элементов 28 и 29 могут быть использованы канат, гидравлическая трубка, электрический кабель или другое.

Клапан-отсекатели 14 и 21 образуют каналы 15 и 22 для прохода жидкости. Каналы 15 и 22 сообщены с соответствующими независимыми каналами 8 и 10 стволов 7 и 9 верхнего пакера 6.

Стволы 7 и 9 верхнего пакера 6 объединены клапанным блоком 13.

Блокираторы 19 и 26 клапан-отсекателей 14 и 21 соединены с помощью управляющих элементов 28 и 29, соответственно, с планшайбой 12.

Хвостовики 20 и 27 клапан-отсекателей 14 и 21 могут быть сопряжены с блокираторами 19 и 26 и пружинными цангами 18 и 25, соответственно.

Клапан-отсекатель 14 имеет возможность расположения блокиратора 19 в крайне-верхнем положении с размещением хвостовика 20 над пружинной цангой 18 при нахождении седла 17 запорного элемента 16 в положении «открыто».

Клапан-отсекатель 21 имеет возможность расположения блокиратора 26 в крайне-верхнем положении с размещением хвостовика 27 над пружинной цангой 25 при нахождении седла 24 запорного элемента 23 в положении «открыто».

Клапан-отсекатель 14 имеет возможность блокирования блокиратора 19 с удерживанием хвостовика 20 пружинной цангой 18 при нахождении седла 17 запорного элемента 16 в положении «перекрыто».

Клапан-отсекатель 21 имеет возможность блокирования блокиратора 26 с удерживанием хвостовика 27 пружинной цангой 25 при нахождении седла 24 запорного элемента 23 в положении «перекрыто».

Клапан-отсекатель 14 имеет возможность захвата блокиратором 19 пружинной цанги 18 с перемещением хвостовика 20 внутрь нее при нахождении седла 17 запорного элемента 16 в положении «закрыто».

Клапан-отсекатель 21 имеет возможность захвата блокиратором 26 пружинной цанги 25 с перемещением хвостовика 27 внутрь нее при нахождении седла 24 запорного элемента 23 в положении «закрыто».

Установку комплекса и работу его с клапанным блоком осуществляют следующим образом.

Комплекс спускают в скважину на колонне труб 1 и 2.

Устанавливают нижний пакер 4 над нижним горизонтом и проверяют герметичность его установки.

Устанавливают верхний пакер 6 над верхним горизонтом и проверяют герметичность его установки.

Отсоединяют верхнюю колонну труб 1 при помощи разъединителя 3 и поднимают ее.

Спускают в скважину электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом на колонне труб и подвешивают его к планшайбе 12.

Через уплотнители (не показаны) в планшайбе 12 пропускают управляющие элементы 28 и 29, закрепляют планшайбу 12 и обвязывают устье.

Через управляющий элемент 28 снимают блокировку с клапан-отсекателя 14 и осваивают нижний горизонт, производят исследование добываемой жидкости.

Останавливают электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом, блокируют запущенный клапан-отсекатель 14 и разблокируют клапан-отсекатель 21, запускают электроцентробежный насос 11 с кабельным вводом, осваивая верхний горизонт, делая необходимые замеры.

Снимают блокировку с клапан-отсекателя 14 и ведут добычу с нижнего и верхнего горизонтов одновременно.

Для уравнивания давления между нижним и верхним горизонтами применяют различные проходные сечения в седлах 17 и 24 запорных элементов 16 и 23 клапан-отсекателей 14 и 21.

В процессе работы электроцентробежного насоса 11 с кабельным вводом запорный элемент 16 (23) клапан-отсекателя 14 (21) находится над седлом 17 (24) в положении «открыто», пропуская нефть. При этом хвостовик 20 (27) клапан-отсекателя 14 (21) находится выше пружинной цанги 18 (25) и блокиратор 19 (26) поднят им на наибольшую высоту.

После выключения электроцентробежного насоса 11 с кабельным вводом запорный элемент 16 (23) садится в седло 17 (24), занимая положение «перекрыто». При этом блокиратор 19 (26) удерживается пружинной цангой 18 (25) и не вступает с ней в контакт, не пропуская хвостовик 20 (27) внутрь пружинной цанги 18 (25).

Очередность работы с управляющими элементами 28 и 29 определяет оператор.

При подаче в затрубье жидкости под давлением (с учетом настройки 19 (26) на определенное давление) произойдет полное закрытие запорного элемента 16 (23) в седле 17 (24), хвостовик 20 (27) переместится внутрь пружинной цанги 18 (25), а блокиратор 19 (26) захватит пружинную цангу 18 (25). В этом случае при запуске электроцентробежного насоса 11 клапан-отсекатель 14 (21) открыть невозможно, пока блокиратор 19 (26) не будет поднят с пружинной цанги 18 (25).

Поднять блокиратор 19 (26) можно при помощи осевого усилия вверх, например канатом, гидроцилиндром, электромагнитом и др. В любом случае это сделает оператор, что определяет безопасность работ с комплексом.

Кроме этого, если блокиратор 19 (26) поднят, то открытие клапан-отсекателя 14 (21) возможно только при определенной разнице давлений, которую определяют пружинные свойства пружинной цанги 18 (25) и угол давления хвостовика 20 (27) на пружинную цангу 18 (25).

Эти два фактора позволяют глушить скважину или каждый горизонт в отдельности без закачки жидкости глушения, что сохраняет коллекторные свойства горизонта при замене оборудования.

Выполнение в верхнем пакере 6 двух стволов 7 и 9 с независимыми каналами 8 и 10 с объединением их клапанным блоком 13 расширяет режимы его работы и повышает эксплуатационные возможности комплекса.

Наличие в клапанном блоке 13 двух клапан-отсекателей 14 и 21 с управляющими элементами 28 и 29 и наличие возможности управления запорными элементами 16 и 23 каждого из клапан-отсекателей 14 и 21 расширяет режимы работы клапанного блока 13 и повышает эксплуатационные возможности.

Размещение между нижним пакером 4 и разъединителем 3 теплового компенсатора 5 снижает воздействие теплового расширения от колонны труб на нижний 4 и верхний 6 пакеры, что повышает безопасность работы оборудования.

Конструктивное выполнение клапанного блока 13, снабженного управляющими элементами 28 и 29, обеспечивает надежность освоения скважины и возможность проведения исследований добывающей жидкости.

Предложенный комплекс и клапанный блок для него включают оборудование и устройства, широко применяемые в нефтегазодобывающей промышленности, а проведение опытных испытаний обуславливает, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».

1. Комплекс для добычи нефти из двух горизонтов, спускаемый в скважину на колонне труб, состоящей из верхней и нижней колонн труб, и включающий пакер, разъединитель, расположенный на нижней колонне труб и имеющий возможность отсоединения и подъема верхней колонны труб, насос и клапанный блок, отличающийся тем, что комплекс содержит нижний и верхний пакеры, установленные над нижним и верхним горизонтами, соответственно, при размещении между нижним пакером и разъединителем теплового компенсатора, и при выполнении в верхнем пакере двух стволов, расположенных один в другом и образующих два независимых канала, а в качестве насоса использован электроцентробежный насос с кабельным вводом, спускаемый после подъема верхней колонны труб и закрепленный на планшайбе, установленной на фланце эксплуатационной колонны.

2. Клапанный блок комплекса для добычи нефти из двух горизонтов, спускаемый в скважину на колонне труб, состоящей из верхней и нижней колонн, и содержащей нижний пакер, установленный над нижним горизонтом, верхний пакер, установленный над верхним горизонтом и выполненный с двумя стволами, расположенными один в другом и образующими два независимых канала, электроцентробежный насос с кабельным вводом, закрепленный на планшайбе, установленной на фланце эксплуатационной колонны, включающий клапан-отсекатель с запорным элементом и пружинной цангой, отличающийся тем, что клапанный блок, расположенный над верхним пакером и размещенный на нижней колонне труб, содержит два клапан-отсекателя, каждый из которых образует канал для прохода жидкости, сообщенный с соответствующим независимым каналом каждого из стволов верхнего пакера, объединенных клапанным блоком, снабжен блокиратором, соединенным с помощью управляющих элементов с планшайбой, выполнен с хвостовиком, имеющим возможность сопряжения с блокиратором и пружинной цангой, при этом каждый из клапан-отсекателей имеет возможность установки блокиратора в крайне-верхнее положение с размещением хвостовика над пружинной цангой при нахождении седла запорного элемента в положении «открыто», блокирования блокиратора с удерживанием хвостовика пружинной цангой при нахождении седла запорного элемента в положении «перекрыто», захвата блокиратором пружинной цанги с перемещением хвостовика внутрь нее при нахождении седла запорного элемента в положении «закрыто».