Разработка ИДТВ(П) есть модификацией ИДТВ.
В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов в циклах ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с краткосрочными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение остановок — периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся вовлечения и потоков флюидов в активную разработку низкопроницаемых территорий.
Длительность одной паузы и их количество в импульсе нагнетания холодной воды определяются расчетно в зависимости от коллекторской режима и характеристики дренирования продуктивного пласта. В патенте на разработку (патент 1365779 РФ. Приоритет 10.11.1985. Метод разработки залежи высоковязкой нефти. Кудинов В.И., Колбиков В.С., Зубов Н.В. и др.) дано обоснование длительности паузы. Она принимается равной времени восстановления давления в пласте по окончании остановки скважины. Этого времени достаточно для проявления результата гидродинамического вытеснения нефти из низкопроницаемых блоков в трещины либо каналы повышенной фильтрации за счет появляющегося между ними перепада давления.
Суммарная длительность пауз в цикле обоснована в патенте в пределах 10 – 15 % от длительности импульса холодной воды И(Х).
Разработка ИДТВ(П), владея всеми особенностями разработки ИДТВ, снабжает дополнительный прирост нефтеизвлечения не меньше 3 %.
Выбор режима ИДТВ(П) включает те же этапы , что и для ИДТВ, и дополнительно:
определение длительности этапа И(Х);
задание длительности одной паузы и определение числа пауз в цикле.
Разработка ИДТВ(П) взяла промышленное развитие на залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения Удмуртии. Для технологии ИДТВ(П) употребляются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование. В экологическом отношении разработки ИДТВ и ИДТВ(П) дополнительных осложнений не вызывают, при их внедрении решаются стандартные для термических способов вопросы защиты экологии.
Билет № 20
Разработка многопластовых месторождений. Понятие базисного и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Используемое оборудование.
При добыче нефти довольно часто приходится видеться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих разные чертей (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских особенностей и др.) одной скважиной. К тому же, любой горизонт время от времени содержит пара пластов с разными чертями, требующими личного подхода к их разработке. Кроме того в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, постоянно присутствуют пропластки с разной проницаемостью, поделённые узкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах смогут существовать нефти и различные давления с разными особенностями, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов либо пластов с разными чертями приводит к необходимости разрабатывать их независимыми сетками скважин.
Опыт разработки нефтяных месторождений говорит о том, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Поэтому постоянно возникает неприятность объединения тех либо иных пропластков, пластов либо горизонтов в один либо пара объектов разработки, каковые имели возможность бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу в большинстве случаев приходится на первых стадиях разработки, а время от времени и на стадии разведки либо умелой эксплуатации месторождения, в то время, когда информация о геологическом его строении ограничена, благодаря малого числа скважин. Поэтому в скважинах приходится перфорировать пара пластов и эксплуатировать их, как говорят, “неспециализированным фильтром”. Это разрешает экономить материальные ресурсы и значительные средства на бурении скважин. Но в будущем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, и сведений о сотрудничестве скважин, участии отдельных прослоев в ходе разработки, выявляется более детальная пластовая ситуация на забое скважин. Время от времени кое-какие нефтенасыщенные прослои либо пласты, вместо того дабы отдавать жидкость, поглощают ее в следствии вскрытия неспециализированным фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит потому, что в различных пластах существует различное давление в следствии наличия либо отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Только сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением либо из пласта, в котором нефть владеет громадным начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут разны, а следовательно, и часть их участия в ходе разработки будет неодинаковая. В большинстве случаев это ведет к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с нехорошей проницаемостью либо не сильный участием в ходе разработки по тем либо иным обстоятельствам.
Наилучшим выходом из для того чтобы положения было бы создание свободных совокупностей разработки со собственными сетками скважин на любой пласт, и это делается, в то время, когда пласты со схожими чертями группируются в один объект разработки и эксплуатируются неспециализированным фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации либо закачки воды в различные пласты через одну скважину.
С целью этого на первых этапах развития разработки раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. Наряду с этим в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две либо три малогабаритные обсадные колонны, каковые цементировались и перфорировались любая против собственного пласта посредством направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это выяснилось вероятным при малых глубинах залегания пластов и приводило к существенным осложнениям при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Предстоящее развитие разработки раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания особого оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два либо три пласта. Главным элементом для того чтобы оборудования есть пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.
Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:
поддержание и создание заданного давления против каждого вскрытого пласта;
измерение дебита жидкости, приобретаемой из каждого пласта;
получение, на поверхности продукции различных пластов без их смешивания в скважине, поскольку свойства нефтей (сернистые и несернистые) смогут быть разными;
изучение каждого пласта, к примеру, способом пробных откачек либо способом снятия КВД;
ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;
регулировку отбора жидкости из каждого пласта;
работы по освоению скважины и вызову притока. Иначе говоря соответствующее оборудование и технология для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, каковые используют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Абсолютно выполнить эти требования фактически не удается кроме того в несложном случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину значительно зависят от размера эксплуатационной колонны. При громадных диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить солидную часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.
Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину возможно следующими методами.
1. Оба пласта фонтанным методом.
2. Один пласт фонтанным, второй — механизированным методом.
3. Оба пласта механизированным методом.
В соответствии с установившейся терминологии принято для краткости именовать ту либо иную технологическую схему совместной эксплуатации заглавием метода эксплуатации сперва нижнего, а после этого верхнего пласта. К примеру, схема насос- фонтан свидетельствует, что нижний пласт эксплуатируется насосным методом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим теоретически вероятны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан-фонтан; фонтан-газлифт; газлифт-фонтан; насос-фонтан; фонтан-насос; насос-газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.
Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину вероятна лишь в особенных самые простых случаях и исходя из этого используется очень редко.
Кое-какие СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ скважин ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ
самая простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной есть совокупность с двумя параллельными последовательностями НКТ 2 , трудящаяся по схеме фонтан-фонтан. Один последовательность труб имеет на финише пакер, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием. В НКТ, по которым поступает продукция верхнего пласта, кроме этого устанавливаются клапаны особой конструкции, каковые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки па проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Оборудование устья складывается из тройника для сообщения с пространством обсадной планшайбы и колонны, на которой подвешиваются оба последовательности НКТ и уплотняются двухрядным сальником. Продукция из каждого пласта поступает на поверхность без смешивания и через тройники отводится в нефтесборную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник , причем освоение возможно проводить раздельно. По окончании перехода на обычный режим фонтанирования подача газа в колонну заканчивается. Борьба с отложениями парафина может осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от мобильной паровой установки (ППУ) либо с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор посредством автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как в большинстве случаев, сменой штуцеров на арматуре устья.
При спуске двух параллельных последовательностей труб с применением оборудования, возможно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос либо насос-фонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, предназначенная для эксплуатации верхнего либо нижнего пласта посредством ШСН, берется большего диаметра, допускающего спуск в них вставного насоса. Сперва спускается колонна НКТ, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным пакером для изоляции пластов друг от друга. После этого спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием с поверхности посредством оправки, спускаемой на проволоке через лубри’катор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заблаговременно определенной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Чтобы при спуске либо подъеме колонны НКТ не происходило зацепление муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины особая арматура обязана снабжать выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным методом, и установку сальника и тройника для полированного штока штанговой насосной установки, эксплуатирующей второй пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при данной схеме, как в большинстве случаев: в фонтанной колонне-малогабаритными скребками, а в насосной колонне-с помощью установки на штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим образом: нижний пласт, фонтанный-малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный-с помощью эхолокатора. Наряду с этим отбор регулируется трансформацией режима откачки, т.е. длины хода либо числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта делается неосуществимым, поскольку он перекрывается пакером. Так, изучение нижнего пласта может ограничиваться лишь получением зависимостей подачи насоса от длины хода либо числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за неосуществимости измерения забойных давлений. Изучение верхнего, фонтанного пласта осуществимо полностью простыми методами, поскольку доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.
Использование обрисованных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных последовательностей труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос-фонтан и необходимостью его пропуска через насос, и малыми габаритами обсадных колонн. Но установки аналогичного типа владеют ответственным преимуществом — наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь важное значение при эксплуатации двух пластов, в то время, когда один из них дает сернистую нефть, которую, в большинстве случаев, собирают, транспортируют и перерабатывают раздельно, без смешивания с простыми парафинистыми либо масляными нефтями.
Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых применяют погружной центробежный электронасос. Подземное оборудование складывается из пакера , устанавливаемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса , заключеного в особый кожух для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя, разрешающего посредством плунжера информировать межтрубное пространство скважины с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по кольцевому зазору между насосом и кожухом, охлаждает наряду с этим электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, расположенного выше переводника кожуха.
Потом, минуя разобщитель и обратный клапан, жидкость нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтанного пласта проходит по кольцевому зазору между кожухом и обсадной колонной ПЦЭН, достигает разобщителя и через боковое отверстие в разобщителе и плунжере попадает в НКТ. Так, жидкости обоих пластов выше разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель имеет сменный плунжер , в котором заблаговременно устанавливается штуцер заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта. Плунжер спускается в НКТ на простой скребковой проводке через лубрикатор посредством ловильного либо посадочного приспособления. Наличие двух обратных клапанов (один под па-кером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 разрешает осуществлять промывку или через межтрубное пространство в НКТ, или через НКТ в межтрубное пространство (прямую либо обратную) и, так, осваивать верхний пласт. По окончании освоения фонтанного пласта, установления его спуска плунжера и режима работы с соответствующим штуцером осваивается нижний пласт запуском насоса.
Обрисованное подземное оборудование спускается в скважину на НКТ и подвешивается в обсадной колонне на особом плашечном трубном якоре , в котором предусмотрен проход для электрокабеля . Трубный якорь принимает нагрузку от веса НКТ и не передает ее на подвешенное насосное оборудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре . На устье скважины устанавливается простая станция управления и фонтанная арматура ПЦЭН- с автотрансформатором . Установка не разрешает изучить скважину классическими методами. Но допускает простое измерение манометром давления в НКТ над разобщителем . Зная это потери и давление давления в штуцере плунжера (по итогам его тарировки), возможно косвенно выяснить давление против верхнего, фонтанного пласта. повторными измерениями и Сменой штуцеров давления над разобщителем возможно взять зависимость трансформации суммарного дебита обоих пластов от забойного давления верхнего, фонтанного пласта. Но такая информация не разрешает выстроить индикаторные линии для обоих пластов. Благодаря наличию одного канала для перемещения жидкости достаточно неприятность борьбы с отложениями парафина. С целью этого смогут быть применены или остеклованные трубы, или другие способы очистки парафиновых отложений. При работе по схеме фонтан-насос пластыразобщаются пакером, что повернут резиновой манжетой вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее давление. Это содействует самоуплотнению пакера. Вся сборка, складывающаяся из ПЭД , ПЦЭН , разобщителя обводного канала, и трубного якоря спускается в скважину на НКТ вместе с кабелем . Хвостовая часть сборки входит в канал пакера и уплотняется в том месте посредством резиновых манжет. На поверхности, как в большинстве случаев, устанавливается арматура , станция управления и автотранформатор .
В данной установке вместо кожуха употребляется обводная трубка для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пласта к штуцерному сменному плунжеру в разобщителе . Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору между корпусом и обсадной колонной ПЭД и ПЦЭН поднимается вверх и достигает приемной сетки насоса. Через обратный шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя разобщи-тель , Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центробежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный якорь , принимающий нагрузку от веса труб и передающий ее при помощи шлипсового сцепления на обсадную колонну. В пакере разобщителя , в его нижней части имеется подпружиненный шариковый клапан, что при подъеме сборки освобождается хвостовиком и перекрывает доступ жидкости из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это разрешает ремонтировать без предварительного глушения скважины тяжелой жидкостью. При работы аналогичного оборудования по схеме насос-фонтан при подъеме оборудования появляется необходимость глушения верхнего, фонтанного пласта прямой либо закачкой и обратной промывкой скважины в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке циркулирует через боковое отверстие в разобщителе , которое в любой момент открыто для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта. Поглощение промывочной жидкости нижним, насосным пластом предотвращается обратным клапаном и разделительным пакером в нижней его части, поскольку пакер при подъеме оборудования остается в скважине. посадка и Спуск разделительного пакера проводится заблаговременно посредством особого посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.
не меньше сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Особыми конструкторскими бюро и проектными университетами создано довольно много установок для раздельной эксплуатации двух пластов через одну скажину. В большинстве случаев, все эти конструкции основаны на принципе самоё полного применения стандартного оборудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр., при допустимо малом добавлении особых деталей и узлов. Проблемы с установкой либо извлечением оборудования при ремонтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках для удаления механических солей и осадков, невозможность раздельного определения дебита каждого их исследования и пласта, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации стали причиной тому, что не обращая внимания на много аналогичных конструкций на практике они не нашли широкого применения. Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены особой штангой. Оба насоса спускаются на одной колонне труб и приводятся в воздействие одной колонной штанг от станка-качалки. Нижний ШСН забирает жидкость из-под пакера из нижнего пласта и полает ее в пространство НКТ над верхним ШСН через обводные каналы, Из верхнего пласта жидкость поступает на прием верхнего насоса через боковое отверстие ,имеющееся в посадочном устройстве. Жидкость из верхнего ШСН кроме этого подается в НКТ. Так, жидкости обоих пластов смешиваются и подаются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как в большинстве случаев, изолированы друг от друга разделительным пакером. Посадочное устройство верхнего ШСН возможно оборудовано каналами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа из нижнего пласта. В этом случае в промежутке между насосами подвешивается дополнительная колонна НКТ. По межтрубному пространству, грамотному данной дополнительной колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса отводится в затрубное пространство через каналы посадочного устройства верхнего ШСН. Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа сокращает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Иначе говоря отвод подпакерного газа для повышения коэффициента наполнения насоса достигается ущемлением и существенным усложнением конструкции его технологических возможностей (подачи). В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы простого их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, наряду с этим боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос-насос , нижние насосы вставные и подвешиваются на простых замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках кроме этого вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Кое-какие разновидности установок УГР типа насос-насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН разрешают расширить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Созданы стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным методом типа УГР1-В и УГРТ1-В вставного выполнения с отводом газ, накопившегося под разделительным пакером, и УГР2-В и УГРТ2-В вставного выполнения без отвода подпакерного, и УГР1-Н и УГРТ1-Н невставного выполнения с отводом подпакерного газа и УГР2-Н и УГРТ2-Н невставного выполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при применении установок типа УГР простое. Это стандартное станок и устьевое оборудование-качалка. соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется посредством пластинчатых скребков и штанго-вращателя с необходимым применением штангового вертлюжка в нижней части колонны штанг, поскольку вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных изюминок установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, возможно ликвидировать посредством прогрева верхней части НКТ паром от мобильной
паровой установки (ППУ).
РАЗДЕЛЬНАЯ ЗАКАЧКА ВОДЫ В ДВА ПЛАСТА ЧЕРЕЗ ОДНУ СКВАЖИНУ
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум свободным каналам при разных давлениях нагнетания. Разделение давлений достигается или прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с разным давлением нагнетаемой воды (различные насосы), или дросселированием давления методом пропуска части воды неспециализированного водовода через штуцер конкретно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равняется либо больше давления нагнетания в не хорошо проницаемый пласт. Но дросселирование давления связано с утратой энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Созданы конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб в скважину опускается шлипсовый пакер особой конструкции. В дополнение к простым узлам пакер имеет муфту перекрестного течения , подпружиненный центральный патрубок и промывочный клапан , нижний финиш которого пропущен через сальник.
Оборудование для раздельной закачки воды должно снабжать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления либо увеличения их приемистости, которая постоянно имеет тенденцию к затуханию благодаря заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты и потом по центральному патрубку пакера передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан , что наряду с этим закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта в скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал между основной трубой и центральным патрубком в пакере и потом через отверстия попадает в нижний пласт. Промывочный клапан разрешает нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный отверстия4 и канал , промоет фильтр нижнего пласта и потом через башмак попадет под промывочный клапан. В случае, если давление под клапаном будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок и потом через каналы перекрестной муфты в обсадную колонну. Наряду с этим в один момент будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны отключается от водовода и давление падает. Чтобы промывочный клапан был закрыт при обычной работе, нужно в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более большим давлением, поскольку в этом случае давление над клапаном будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. В случае, если вода с более большим давлением обязана закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину нужно перевернуть корпус промывочного клапана и присоединить его к переводнику . При таковой компоновке оборудования фильтры и ствол скважины обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Затраты воды в оба пласта замеряются на поверхности. В случае, если как правило 146-мм обсадная колонна снабжает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой меньше, нагнетание допустимо лишь при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды создана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее наряжается предохранительный железный кожух что сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, каковые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, снабжая обычную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее обрисованную. Технологической схемой применения оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более большим давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением-в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. В случае, если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину лишь с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.
Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций, описание которых возможно отыскать в особой литературе.