Оборудование для эксплуатации пластов по схеме насос

РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ

Наибольшее число нефтяных и газовых месторождений мира— многопластовые, они представляют собой совокупность нескольких продуктивных пластов, расположенных поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренных на каждый пласт, требует огромных капитальных вложений и затрат излишних материально-технических средств.

При разработке многопластовых месторождений часто объединяют несколько пластов в один эксплуатационный объект для сокращения сроков разработки месторождения и уменьшения затрат на бурение и обустройство нефтедобывающих площадей. Это допустимо, если пластовые давления и качество нефти объединяемых объектов достаточно близки. Для сохранения такого принципа и вместе с тем сокращения объема буровых работ в практику разработки внедряют различные варианты раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких пластов.

Сущность такого способа эксплуатации заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения или основные из них вскрываются (перфорируются) в одной скважине и в последующем совместно разрабатываются как единый объект. В скважину опускают специальное оборудование, обеспечивающее раздельную разработку пластов. Тогда работа каждого пласта не влияет на работу других пластов и в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и мероприятия по поддержанию заданного режима его работы.

Один из вариантов названной технологии—раздельная эксплуатация нескольких пластов многорядными скважинами. Этот Метод, предложенный группой инженеров в 1951 г., нашел некоторое применение: на бакинских промыслах было пробурено несколько сотен двухрядных и трехрядных скважин. В таких скважинах (рис. 157) в один ствол на разные глубины спущено и зацементировано два или три ряда эксплуатационных колонн диаметром от 114 до 146 мм. Расстояние между центрами колонн у поверхности делают равным 0,6—0,8 м, что необходимо для обеспечения монтажа наземного оборудования, эксплуатацией и подземного ремонта.

Практика эксплуатации многорядных скважин, особенна трехрядных, показала нецелесообразность их дальнейшего бурения в условиях возросших глубин скважин и вследствие значительных затруднений при их эксплуатации.

Рис. 157. Конструкция скважин:

а— трехрядной; б — двухрядной

При раздельной эксплуатации пластов одной скважиной встречаются самые разнообразные сочетания: все пласты нефтяные или газовые; одни пласты газовые, другие нефтяные; из всех пластов отбирается продукция и одновременно во все или отдельные пласты нагнетается рабочий агент (вода, газ).

Чем больше пластов подключается к эксплуатации в одной скважине, тем сложнее конструкция подземного и наземного оборудования.

В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине и, раздельного нагнетания рабочего агента в виде закачки воды в два пласта через одну скважину, а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирается продукция, а в другой пласт через эту же скважину закачивается вода.

Раздельная эксплуатация двух горизонтов может осуществляться в зависимости от условий притока в скважину по следующим схемам:

1) фонтан—фонтан (оба вскрытых пласта эксплуатируются фонтанным способом);

2) насос—насос (эксплуатация обоих пластов насосным способом—с помощью штанговых насосов и погружных электронасосов);

3) фонтан—насос; насос—фонтан (нижний пласт эксплуатируется фонтанным способом, а верхний—насосным; нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний—фонтанным).

Для каждой из перечисленных схем предусмотрено оборудование различных видов.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ ФОНТАН—ФОНТАН

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан— фонтан спроектировано два вида оборудования, предусматривающие подъем жидкости из каждого пласта на поверхность:

1) по параллельно спущенным двум колоннам насосно-компрессорных труб (типа УФЭ);

2) по двум концентрическим колоннам насосно-компрессорных труб (типа УФК).

Оборудование типа УФЭ (рис. 158) предназначено для скважин с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и более. Подъем нефти из пластов осуществляется по двум рядам 1 и 3 насосно-компрессорных труб диаметрами 60 и 48 мм, параллельно расположенным в эксплуатационной колонне. Вначале в скважину спускают хвостовик 9 из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с укрепленными на нем седлом обратного шарового клапана 10, шлипсовым пакером 7, гидравлическим якорем 6 и перепускным клапаном 5, предназначенным для освоения скважины. В 73-мм хвостовик опускают второй ряд насосно-компрессорных труб 8 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который садится в седло 4. Дальнейший спуск в скважину указанной концентричной сборки осуществляется на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм, по которым поступает продукция нижнего пласта.

Для эксплуатации верхнего пласта в скважину параллельно первой колонне 1 опускают второй ряд насосно-компрессорных труб 3 диаметром 48 мм. Башмак устанавливается над фильтром верхнего пласта. Для беспрепятственного опускания в скважину параллельных насосно-компрессорных труб над каждой муфтой обоих рядов труб устанавливают разрезное металлическое кольцо 2 со сточенным на конус верхним торцом. Это кольцо создает плавный переход от наружной поверхности муфты к телу трубы и тем самым исключает зацепление муфт три спуске и подъеме насосно-компрессорных труб.

Освоение скважины производится по обоим пластам одновременно. Для этого в 60-мм трубы забрасывают металлический шар, который садится в седло 4 и отключает от скважины нижний пласт. Затем в ту же колонну подается облегченная или аэризированная жидкость, которая вытесняет задавочную жидкость из 48-мм центральных и 73-мм наружных труб через перепускной клапан в эксплуатационную колонну. Путем открытия соответствующих задвижек на устье скважины освобождаются от задавочной жидкости эксплуатационная колонна скважины и насосно-компрессорные трубы, предназначенные для эксплуатации верхнего пласта.

Рис. 158. Оборудование типа УФЭ для раздельной эксплуатации двух фонтанных пластов

Данная схема подземного оборудования скважин используется в тех случаях, когда разрабатываемые пласты залегают на значительном расстоянии друг от друга и когда давление нижнего пласта существенно превышает давление верхнего пласта. Для предупреждения смещения вверх пакера и 60-мм насосно-компрессорных труб под действием перепада давлений на этой колонне устанавливают гидравлический якорь.

Наземное оборудование скважины представляет собой специальную сдвоенную фонтанную арматуру тройникового типа с условным проходным диаметром, равным 50 мм, и двухструнными выкидными линиями для каждого пласта. Арматура рассчитана на рабочее давление 20 МПа. Регулирование режима разработки пластов осуществляют при помощи сменных штуцеров.

Оборудование типа УФК предназначено для скважин с эксплуатационными колоннами диаметрами 146 и 168 мм. Имеется несколько конструктивных вариантов такого оборудования: 1УФК, 2УФК, 3УФК. Шифр их означает: 1УФК—установка фонтанная с концентрическим расположением труб — однорядная; 2УФК—то же, с двумя рядами труб; 3УФК—с тремя рядами труб.

Во всех модификациях оборудования этого типа на устье скважины используется обычная фонтанная арматура, а подземная ее часть аналогична оборудованию типа УФК.

На рис. 159 показано оборудование типа 1УФК, предназначенное для эксплуатации скважин, в продукции верхнего пласта которых отсутствует парафин и песок. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважины по затрубному пространству, а продукция нижнего пласта—по насосно-компрессорным трубам.

Оборудование типа 2УФК предназначено для эксплуатации скважин, в продукции верхнего пласта которых содержится незначительное количество парафина я пески. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважины по затрубному пространству, а продукция нижнего пласта — по насосно-компрессорным трубам.

Рис. 159. Установка 1УФК для раздельной эксплуатации двух фонтанных пластов

1—фонтанная арматура; 2— коническая глухая подвеска; 3 — перепускной клапан; 4 — промежуточный пакер; 5 — шариковый клапан

Оборудование типа 2УФК предназначено для эксплуатации скважин, в продукции верхнего пласта которых содержится незначительное количество парафина и песка. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважины по кольцевому зазору между наружным и внутренним рядами насосно-компрессорных труб, а продукция нижнего пласта — по внутреннему ряду труб.

Оборудование типа ЗУФК предназначено для эксплуатации скважин, в продукции обоих пластов которых содержатся парафин и песок. Продукция верхнего пласта транспортируется до устья скважины по кольцевому зазору между наружным и средним рядами насосно-компрессорных труб, а продукция нижнего пласта — по внутреннему ряду труб. Для обеспечения возможности подвески трех концентрических рядов насосно-компрессорных труб фонтанную арматуру дополнительно комплектуют двумя крестовинами диаметром условного прохода 52 и 70 мм. В отличие от установок типа 1УФК и 2УФК, в этой установке имеется разобщитель, предназначенный для разобщения пластов внутри насосно-компрессорных труб, а также сообщения затрубного пространства с кольцевым между наружным и средним рядами насосно-компрессорных труб.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ НАСОС—НАСОС

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос— насос спроектировано два вида оборудования: УГР и УГРП.

Оборудование типа УГР предусматривает привод двух последовательно соединенных глубинных насосов от общей колонны штанг и может применяться в скважинах с эксплуатационной колонной диаметрами 146 и 168 мм. Выпускается оно двух модификаций—вставного и невставного исполнения в зависимости от способа монтажа нижнего насоса — вставного или невставного исполнения. Имеется несколько конструктивных вариантов такого оборудования:

УГР1-В и УГРТ1-В—вставного исполнения с отводом подпакерного газа;

УГР1-В и УГРТ2-В—вставного исполнения без отвода подпакерного газа;

УГР1-Н и УГРТ1-Н—невставного исполнения с отводом подпакерного газа;

УГР2-Н и УГРТ2-Н — невставного исполнения без отвода подпакерного газа.

Шифр их означает: У—установка: Г—глубиннонасосная; Р— для раздельной эксплуатации; 1 и 2—с отводом подпакерного газа и без его отвода; В—вставного исполнения; Н—невставного исполнения; Т—с трубчатыми штангами.

Во всех модификациях оборудования этого типа наземное оборудование одинаковое. Оно состоит из станка-качалки, канатной подвески. На устье скважины используют арматуру, применяемую при обычной однопластовой глубиннонасосной эксплуатации. Кроме того, предусмотрен удлинитель хода канатной подвески, установленный на балансире станка-качалки и предназначенный для дополнительного спуска и подъема сальниковой штока.

Если эксплуатация скважины сопряжена с выделением свободного газа в подпакерной зоне, предусмотрена газоотводная труба.

На рис. 160.показан один из вариантов оборудования типа УГР. Данное оборудование не имеет газоотводной трубы, поэтому оно. применяется в скважинах, имеющих незначительное количество свободного газа в нижнем пласте.

В скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб, на которой закреплены замковая опора нижнего насоса 6, пакер 8 и замковая опора 4 верхнего насоса, а затем на штангах—два последовательно соединенных насоса, устанавливаемых на соответствующих замковых опорах: нижний насос—обычный штанговый насос вставного или невставного типа. Верхний насос специальной конструкции—с подвижным цилиндром и закрепленным плунжером.

После обвязки устья скважину пускают в работу. Нижний насос, откачивая жидкость из нижнего пласта, нагнетает ее в колонну насосно-компрессорных труб. Жидкость, дойдя до опоры верхнего насоса, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом.

Жидкость, откачиваемая верхним насосом, проходит через радиальные пазы седла опоры верхнего насоса, откуда поступает в полый поршень под всасывающий клапан и далее—в 'подъемные трубы, где смешивается с жидкостью нижнего пласта.

Связь между подвижным цилиндром верхнего насоса и плунжером нижнего насоса осуществляется посредством двух параллельных тяг, которые проходят через вертикальные пазы в посадочном конусе верхнего насоса. Эти пазы изолированы от горизонтальных каналов, предназначенных для прохода жидкости верхнего пласта к приему верхнего насоса.

Рис. 160. Глубиннонасосная установка типа УГР2-Н:

1 — удлинитель хода канатной подвески; 2 — сливной клапан; 3—автосцеп; 4— верхний глубинный насос типа 1ННО (невставной с подвижным цилиндром); 5—опора верхнего насоса; 6—опара нижнего насоса; 7 — нижний насос вставного или невставного типа; 8 — пакер

Рис. 161. Глубинный невставной насос типа 1ННР:

1 — штанга; 2 — нагнетательный клапан; 3 — устройство для отключения клапана; 4—подвижный цилиндр; 5 — всасывающий клапан; 6 — плунжер; 7 — полый шток; 8 — специальная штанга, соединяющая цилиндр верхнего насоса с плунжером нижнего насоса; 9— посадочный конус

Если отбирается парафинистая нефть, отложения парафина на шлангах и стенках насосно-компрессорных труб удаляются при периодической прокачке горячей нефти по схеме обратной промывки скважины. Для контроля за подачей каждого насоса оборудование УГР снабжено особым устройством, позволяющим периодически отключать нагнетательный клапан верхнего насоса. После отключения клапана этот насос прекращает откачивать жидкость. Его подача при нормальной работе определяется по разности между измеренной на поверхности общей производительностью скважины при работе обоих насосов и подачей нижнего насоса.

В качестве верхнего насоса в рассмотренной установке УГР применен насос типа 1ННР (насос невставной для раздельной эксплуатации первого типа), который показан на рис. 161. В верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан, а всасывающий клапан расположен над верхним концом плунжера, т. е. близко к нагнетательному клапану, что уменьшает объем вредного пространства. Конструкция клапанов этих насосов аналогична конструкции клапанов обычных глубинных насосов с двумя шариками.

Для отключения нагнетательного клапана, а следовательно, и всего насоса при исследовании скважины служит специальное устройство—толкатель со штифтами, который ходит в фиксаторе. Отключение клапана происходит при крайнем нижнем положении цилиндра насоса во время работы удлинителя хода канатной подвески. При этом отрегулированный на определенную длину винт в узле упора, упираясь в толкатель, поднимает его. Толкатель фиксируется в коротких фигурных прорезях фиксатора, поднимает шарик нагнетательного клапана и клапан отключается.

При переводе клапана в рабочее положение цилиндр опускают в крайнее нижнее положение, винт поднимает толкатель, который скользит по скосам фиксатора, поворачивается на 90° и фиксируется в длинных фигурных прорезях фиксатора. Шарик нагнетательного клапана садится в седло и насос включается в работу.

Конструкция цилиндра и плунжера насоса такая же, как и у стандартного насоса.

Плунжер соединяется с полым штоком. Полый шток через посадочный конус обеспечивает проход жидкости из верхнего пласта в полость цилиндра насоса. Специальная штанга с продольной прорезью по всей длине соединяет цилиндр верхнего насоса с плунжером нижнего насоса, обеспечивая возвратно-поступательное движение плунжера.

Посадочный конус служит также для посадки верхнего насоса в опору и обеспечивает проход жидкости из нижнего пласта через продольный канал, по которому движется специальная штанга, в подъемные трубы над насосами, а через поперечное отверстие-проход жидкости из верхнего пласта по полому штоку к всасывающему клапану верхнего насоса.

Наружные фаски и резиновые уплотнительные кольца на конусе предотвращают прохождение жидкости из верхнего пласта во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб между насосами, а также обеспечивает изоляцию внутренней полости подъемных труб от затрубного пространства.

Оборудование типа УГРП выпускается трех модификаций:

УГРП-Н/В — комбинированного (невставного — вставного) исполнения;

УГРП-В — вставного исполнения;

УГРП-Н — невставного исполнения.

Установки УГРП включают в себя наземное и подземное оборудование.

Рис. 162. Арматура устья скважины типа ОУП:

1, 5 и 9 — корпуса сальниковых узлов; 2 — рабочее уплотнение; 3 — сальниковый шток; 4 — гайки; 6—дублирующее уплотнение; 7—планшайба; 8—посадочные патрубки; 10— быстросъемные соединения

Наземное оборудование (рис. 162) состоит из балансирного станка-качалки; канатной подвески, предназначенной для подвески к головке, балансира двух параллельно расположенных колонн глубиннонасосных штанг; арматуры устья тина ОУП. Арматура типа ОУП предназначена для герметизации устья скважины и подвешивания двух «параллельно расположенных колонн насосно-компрессорных труб. Она состоит из двух сальниковых узлов, предназначенных для уплотнения сальниковых штоков: планшайбы с двумя боковыми отводами; двух посадочных патрубков; четырех стопорных винтов и быстросъемных соединений. В планшайбе предусмотрены газоотводный канал для отвода газа из затрубного пространства и отверстие, закрытое пробкой, для проведения исследовательских работ.

В сальниковых узлах имеются резиновые уплотнения двух типов: рабочее—для уплотнения сальникового штока при работе установки и дублирующее—для уплотнения устья скважины при замене рабочего уплотнения. Корпуса сальников стянуты шпильками. Стопорные винты предохраняют посадочные патрубки от проворачивания при монтаже арматуры устья. Конструкция арматуры устья позволяет при подземном ремонте скважины осуществлять независимый подъем и спуск любой из двух колонн глубиннонасосных штанг и насосно-компрессорных труб.

Рис. 163. Глубиннонасосная установка УГРП с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб:

а—УГРП-НВ; б—УГРП-В; в и г—УГРП-Н; 1—канатная подвеска; 2— арматура устья; 3—опора вставного насоса; 4—насос вставного типа; 5—насос невставяого типа; 6—промежуточный пакер

Подземное оборудование установок УГРП (рис. 163) состоит из верхнего и нижнего глубинных насосов; промежуточных пакеров; малогабаритной опоры вставного насоса, фиксирующей положение глубинного насоса на заданной глубине скважины; автосцепа для глубиннонасосных штанг в установках УГРП-Н, предназначенного для сцепления колонны глубиннонасосных штанг с плунжером глубинного насоса. Каждый глубинный насос подвешивается на индивидуальной колонне насосно-компрессорных труб и глубиннонасосных штанг.

Пакер спускают на колонне насосно-компрессорных труб, на которой устанавливают глубинный насос для эксплуатации нижнего пласта, причем насос можно устанавливать выше или ниже пакера. При этом глубинный насос для подачи жидкости из верхнего пласта подвешивают параллельно на другой колонне насосно-компрессорных труб. При работе установки, приводимой в действие станком-качалкой, жидкость из каждого эксплуатируемого пласта отбирается соответствующим глубинным насосом и раздельно транспортируется до устья скважины.

Применение установок УГРП позволяет проводить весь комплекс исследовательских работ по каждому эксплуатируемому пласту и каждому насосу.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ПО СХЕМЕ ФОНТАН—НАСОС

Конструкторскими организациями создано несколько вариантов оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по схеме фонтан — насос.

При фонтанировании верхнего пласта и необходимости добыто нефти глубиннонасосным способом из нижнего пласта эксплуатацию осуществляют по схеме насос—фонтан с помощью оборудования типа УНФ (при концентрической подвеске труб) и УНФП (при параллельной подвеске труб), а при фонтанировании нижнего пласта и добыче нефти глубиннонасосным способом из верхнего пласта—по схеме фонтан—насос с помощью оборудования типа УФН и УФНП.

Оборудование типов УНФ и УФН предназначено для скважин с эксплуатационными колон нами диаметрами 146 и 168 мм, а УНФП и УФНП—для скважин с эксплуатационными колоннами 168 мм.

Рис. 164. Оборудование типа 1УНФ для раздельной эксплуатации двух пластов штанговым глубинным насосом и фонтанным, способом

Оборудование УНФ разработано в двух вариантах:

а) со смешением продукции пластов, эксплуатируемых фонтанным и насосным способами, в колонне насосно-компрессорных труб (шифр 1УНФ);

б) с раздельной транспортировкой: жидкость, отбираемая из пласта, эксплуатируемого насосным способом, транспортируется по насосно-компрессорным трубам, а из пласта, эксплуатируемого фонтанным способом,—по затрубному пространству (шифр 2УНФ). На рис. 164 показана подземная часть оборудования 1УНФ. Нижняя часть оборудования представляет собой хвостовик с двумя концентрическими рядами насосно-компрессорных труб 10 и 11 диаметрами 73 и 48 мм соответственно. На наружной колонне устанавливаются разобщающий пакер шлипсового типа 13 и перепускной клапан одностороннего действия 12. Внутренний ряд труб подвешивается на конусной опоре 8 и уплотняется посредством резиновых колец 9. На нижнем конце наружных труб хвостовика имеется седло 14 под обратный шаровой клапан. Хвостовик опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, в которых монтируется замковая опора 6 для штангового глубинного насоса вставного типа 7 и золотниковый клапан 2 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта из эксплуатационной колонны скважины в насосно-компрессорные трубы.

При спуске в скважину штангового насоса золотниковый клапан открывается с помощью специального захвата 4, установленного на колонне штанг 3. Тем же захватом клапан закрывается при подъеме насоса. Оборудование опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 диаметром 89 мм.

На устье скважины монтируется специальная фонтанная арматура с сальником (рис. 165) для уплотнения сальникового штока Е сменным штуцером, посредством которого регулируется режим шаботы фонтанного пласта.

Для подвешивания колонны насосно-компрессорных труб в основном фланце предусмотрена резьба. Сальниковая головка служит для замены рабочих манжет при остановленном станке-качалке.

Оба эксплуатируемых пласта осваиваются одновременно до спуска в скважину шлангового насоса и, следовательно, при зарытом золотниковом клапане. Жидкость подается в насосно-компрессорные трубы, циркулирует по внутренней и наружной трубам хвостовика и через перепускной клапан попадает в эксплуатационную колонну скважины, вызывая фонтанирование верхнего пласта. До спуска в скважину штангового насоса подъем жидкости осуществляется по эксплуатационной колонне.

В оборудовании УФН (нижний пласт фонтанный); помимо показанных на рис. 164 узлов, предусмотрен обводной кожух и муфта перекрестного течения.

По обводному кожуху продукция нижнего фонтанного пласта, минуя прием насоса, поступает в насосно-компрессорные трубы, где смешивается с продукцией верхнего пласта, эксплуатируемого штанговым насосом. Муфта перекрестного течения предназначена для разделения потоков жидкости различных пластов на приеме насоса.

Продукция нижнего пласта по вертикальным каналам муфты заправляется в кожух, а продукция верхнего пласта по горизонтальным каналам муфты поступает из эксплуатационной колонны на прием штангового насоса.

Конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН) создано оборудование для раздельной эксплуатации скважин диаметром 168 мм по схемам фонтан—ЭЦН и ЭЦН—фонтан.

В состав этого оборудования входят (рис. 166): разобщающий пакер 6, погружной центробежный электронасос 4, разобщитель 3 для установки сменного забойного штуцера 2 и система обводных каналов 5.

В оборудовании, работающем по схеме фонтан—ЭЦН (рис. 166, а), в качестве обводного канала использована труба, проходящая параллельно насосному агрегату, а в оборудовании, работающем по схеме ЭЦН—фонтан (рис. 166, б),—кожух, охватывающий нижнюю часть агрегата, включая прием насоса.

Над центробежным электронасосом снаружи насосно-компрессорных труб установлен трубный якорь 1, воспринимающий и посредством шлипсов передающий на эксплуатационную колонну скважины вес этих труб, предохраняя таким образом электронасос от действия чрезмерной осевой нагрузки.

Разобщающий пакер не имеет постоянного соединения с электронасосным агрегатом и устанавливается между эксплуатируемыми пластами заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, который опускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Установка пакера осуществляется за счет гидравлического давления, создаваемого внутри этой колонны. После установки пакера посадочная колонна насосно-компрессорных труб извлекается на поверхность и в скважину опускается оборудование с центробежным электронасосом.

Рис. 165. Арматура устья скважины

1—фланец; 2—сальниковая головка; 3—сальниковый шток; 4—разделитель сред; 5—манометр; 6—прямоточная задвижка; 7—штуцер; 8—прокладка

Внизу пакера расположен обратный шаровой клапан 7. При извлечении из скважины оборудования, работающего по схеме фонтан—ЭЦН, шаровой клапан отключает нижний фонтанный пласт, в связи с чем не требуется закачки жидкости. Для извлечения из скважины оборудования, работающего по схеме ЭЦН—фонтан, необходимо предварительно заглушить верхний фонтанный пласт, что достигается посредством прямой или обратной циркуляции задавочной жидкости через отверстия в боковых стенках разобщителя. Поступление этой жидкости из ствола скважины в нижний насосный пласт при подъеме оборудования предотвращается шаровым клапаном.

Помимо рассмотренных вариантов оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, разработано несколько других модификаций, предназначенных для различных условий эксплуатации. Это оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов погружными электронасосами, для эксплуатации одного пласта глубинным штанговым насосом, а другого — погружным электронасосом, для раздельной газлифтной эксплуатации и т. п.

Рис. 166. Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов с применением ЭЦН

Кроме того, создано оборудование, предназначенное для обеспечения добычи нефти из одного пласта и закачки воды в другой пласт, для раздельной закачки воды в два пласта через одну нагнетательную скважину и т. п.

Метод раздельной эксплуатации пласте одной скважиной и раздельной закачки воды в два пласта через одну нагнетательную скважину находит все большее распространение в нефтяной промышленности.

Оборудование для эксплуатации пластов по схеме насос—насос