Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов
PLANT FOR SIMULTANEOUS OIL PRODUCTION FROM TWO FORMATIONS

Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов относится к нефтедобыче и может быть использована для  добычи жидких углеводородов как в чистом виде, так и обводненной до 99,9% с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas.
Из уровня техники известно «Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов» по патенту RU109792 от  29.06.2011, опубликовано 27.10.2011, МПК  E21B43/14.Скважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы, при этом прием плунжерного оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающем из верхнего пласта.
Но данное устройство не позволяет производить регулировку производительности электроцентробежного насоса без потери напорных характеристик насоса. Также данная установка в целом не способна производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей из-за конструкционных характеристик центробежного насоса. Высокопарафинистые и вязкие нефти забивают рабочие полости насоса, вследствие чего происходит заклинивание установки.
Известна «Установка для одновременно-раздельной разработки двух эксплуатационных объектов одной скважиной» по патенту RU115408 от 05.12.2011, опубликовано 27.04.2012, МПК E21B43/14, включающая в себя средство изоляции эксплуатационных объектов друг от друга, первый канал, гидравлически соединенный с первой залежью, второй канал, гидравлически соединенный со второй залежью, при этом она включает первый клапан-отсекатель, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через первый канал и изменения своего состояния при воздействии на него первого управляющего сигнала, и второй клапан-отсекать, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через второй канал и изменения своего состояния при воздействии на него второго управляющего сигнала, при этом первый и второй каналы гидравлически соединены с объемом колонны обсадных труб, а, по меньшей мере,  один из первого и второго клапанов-отсекателей снабжен средством фиксации; средство изоляции эксплуатационных объектов друг от друга включает в себя систему пакеров; по меньшей мере один из первого и второго управляющих сигналов является гидравлическим сигналом; по меньшей мере один из первого и второго клапанов-отсекателей содержит клапан-отсекатель со штуцером, а соответствующий управляющий сигнал содержит определенное значение расхода через канал; по меньшей мере, один из первого и второго клапанов-отсекателей содержит пару седло - шар, а соответствующий управляющий сигнал является определенным значением давления столба жидкости в межтрубном пространстве; установка снабжена регулятором перепада давления.
Но данное устройство не позволяет производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей. Установка снабжена несколькими клапанами-отсекателями, что, при эксплуатации данной установки на вязких и высоковязких нефтях, может привести к залипанию клапанов, также вспомогательные каналы не способны пропускать достаточное количество вязкого флюида, что ограничивает данное устройство по  производительности.
Наиболее близким  техническим решением по технической сущности является устройство по патенту RU2477367 «Способ одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов одной скважиной и устройство для его осуществления» от 07.09.2011, опубликовано 10.03.2013, МПК E21B43/14 Устройство для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов одной скважиной, состоящее из спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах винтового погружного агрегата,  и винтового насоса с приводом от винтового гидравлического двигателя, осевую опору и каналы для прохождения силовой и добываемой жидкостей, при этом на корпусе погружного агрегата размещены два пакера, один из которых расположен выше зоны перфорации верхнего пласта, а второй - выше зоны перфорации нижнего пласта, а также тем, что все детали роторной группы погружного агрегата имеют сквозной продольный канал, соединяющий внутреннюю полость насосно-компрессорных труб с перфорационными отверстиями нижнего пласта; осевая опора размещена в автономном шпиндельном узле, полый вал которого соединен с ротором насоса посредством полого гибкого соединения; рабочие органы гидродвигателя и насоса имеют идентичные поперечные сечения с одинаковым кинематическим отношением и эксцентриситетом; ротор насоса выполнен штампованным с некруглым профилированным отверстием.
Но данное устройство не позволяет производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей ввиду того, что данный тип оборудования относиться к объемным системам, и при вращении ротора в статоре происходит замещение свободных полостей, где возникает вакуум.
Задачей предлагаемого технического решения является расширение эксплуатационных возможностей установки для освоения месторождения с легкими, вязкими и высоко вязкими нефтями, с содержанием механических  примесей до 35% и обводненностью от 0 до 99%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина, и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas.
Задача решена за счет установки для одновременной добычи нефти из двух пластов, содержащей  спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах,  винтовой насос,  пакер, при этом винтовой штанговый насос, ротор которого штангами  соединен с верхним частотно-регулируемым приводом,  расположен над верхним пластом, второй частотно-регулируемый электрический винтовой насос расположен над нижним пластом, опорный узел электрического винтового насоса соединен гибким валом с ротором насоса, соединенным с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации;  пакер установлен между  электрическим винтовым насосом и верхним пластом; установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором, установленным под штанговым винтовым насосом с входным модулем  и над выходным модулем электрического винтового насоса; входной модуль штангового винтового насоса и выходной модуль нижнего электрического винтового насоса имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта в надпакерную зону; установка дополнительно снабжена станцией  управления штанговым винтовым насосом с частотным преобразователем, присоединенной к двигателю верхнего привода, и станцией  управления электрическим винтовым насосом с частотным преобразователем, соединенной кабелем с двигателем электрического винтового насоса.
Взаиморасположение всех узлов установки в скважине, при расположении штангового винтового насоса, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом, над верхним пластом и расположение второго частотно-регулируемого электрического винтового насоса над нижним пластом и их согласованное взаимодействие с раздельным частотным регулированием, при изменении состава добываемой продукции в каждом пласте в отдельности от чистой до обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами, с вязкостью до 10 000 mPas, позволяет оптимизировать суммарную производительность установки, что дает возможность регулировать производительность скважины как на увеличение до +50%, так и на снижение до -40%.
Соединение опорного узла второго электрического винтового насоса гибким валом с ротором насоса и далее с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации, позволяет полностью контролировать все рабочие характеристики двигателя, например температуру двигателя, вибрацию двигателя, давление на приеме насоса, и путём понижения или повышения частоты оборотов электрического винтового насоса выбирать оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта, не превышающего производительность насоса, и определить момент запуска верхнего штангового винтового насоса для согласования работы обеих двигателей - штангового винтового насоса и электрического винтового насоса.
Установка пассивного газосепаратора под штанговым винтовым насосом с входным модулем и над выходным модулем электрического винтового насоса, его присоединение к выходному модулю  нижнего электрического винтового насоса и снабжение входного модуля штангового винтового насоса и выходного модуля электрического винтового насоса продольными прорезями для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего пласта в надпакерную зону позволяет отделить свободный газ от продукции нижнего продуктивного пласта,  частично освободить жидкость, направляемую непосредственно в штанговый винтовой насос, от газа, выбрасываемого в затрубное пространство, что позволяет использовать установку при добыче как чистой нефти, так и обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas.
Техническое решение иллюстрировано чертежом общего вида установки, где полированный шток 1, верхний привод 2  штангового винтового насоса (далее - ШВН), сальниковый узел привода 3, превентор 4, планшайба 5, эксплуатационная колонна 6 (далее - ЭК), колонна 7 насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), колонна 8 штанг верхнего ШВН, ротор 9 верхнего ШВН,  верхний ШВН 10 с входным модулем, газовый сепаратор 11, верхний эксплуатируемый пласт 12, муфта 13 с заглушкой, выходной модуль 14 нижнего электрического винтового насоса (далее - ЭВН), пакер 15, кабельная линия 16 нижнего ЭВН, клапан обратный шариковый 17 (далее - КОШ), ротор 18 нижнего ЭВН, нижний ЭВН 19, входной модуль 20 нижнего ЭВН, опорный узел 21 нижнего ЭВН, гидрозащита 22 двигателя, двигатель 23 нижнего ЭВН, нижний эксплуатируемый  горизонт 24, блок 25 телеметрии, станция 26 управления ШВН, станция 27 управления ЭВН.
Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов выполнена следующим образом.
Под планшайбой 5 установлена спускаемая колонна НКТ 7, на  которой  смонтирован ШВН 10 с входным модулем,  снабженным продольными прорезями. Ротор 9 ШВН 10 штангами  соединен  с верхним частотно-регулируемым приводом 2.
Длину  колонны НКТ 7 выбирают определённой длины, необходимой для размещения ШВН 10 с входным модулем над верхним пластом 12.
Для отделения свободного газа в затрубное пространство установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором 11, установленным под ШВН 10 с входным модулем  и над выходным модулем 14 ЭВН 19 . Входной модуль ШВН 10  и выходной модуль 14  нижнего ЭВН 19 имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта  в надпакерную  зону.
Ниже установлена муфта 13 с заглушкой  и снабженный прорезями выходной модуль 14 нижнего ЭВН 19.
Для разобщения двух пластов12 и 24  между ШВН 10 и ЭВН 19 установлен  пакер15.
Ниже пакера колонна НКТ 7  выбрана длиной, необходимой для последовательного размещения обратного клапана 17 и второго частотно-регулируемого ЭВН 19, расположенного над нижним пластом 24, опорный узел которого соединен гибким валом с ротором 18 ЭВН, соединенным с вентильным двигателем 23, оснащенным блоком телеметрии 25 с датчиками давления, температуры и вибрации.
Под ЭВН 19 расположены входной модуль 20 нижнего насоса ЭВН 19, далее опорный узел 21 нижнего ЭВН 19, гидрозащита 22 двигателя 23, вентильный двигатель 23 и блок 25 телеметрии.
Установка дополнительно снабжена станцией 26 управления ШВН с частотным преобразователем, присоединенной к двигателю  верхнего привода 2, и станцией 27 управления ЭВН с частотным преобразователем, соединенной кабелем 16 с двигателем ЭВН 23.
Установка пассивного газосепаратора 11 под ШВН 10 с входным модулем и над выходным модулем ЭВН 19, его присоединение к выходному модулю 14  нижнего ЭВН и  снабжение входного модуля ШВН 10 и выходного модуля 14 ЭВН продольными прорезями для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего пласта 24  в надпакерную зону позволяет отделить свободный газ от продукции нижнего продуктивного пласта 24,  частично освободить жидкость, направляемую непосредственно в ШВН 10 от газа, выбрасываемого в затрубное пространство, что позволяет использовать установку при добыче как чистой нефти, так и обводненной до 99,9%,  с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas.
Установку для одновременной добычи нефти из двух пластов монтируют следующим образом.
Первый этап. После последовательного размещения  узлов установки: блока 25 телеметрии с датчиками, двигателя 23, гидрозащиты 22 двигателя, опорного узла 21 нижнего ЭВН, входного модуля 20 нижнего ЭВН, нижнего ЭВН 19, клапана обратного шарикового 17 (далее - КОШ), пакера 15, колонны 7 насосно-компрессорных труб, снабженного продольными прорезями модуля 14 нижнего ЭВН 19, муфты 13 с заглушкой, газового сепаратора 11 верхнего ШВН 10, верхнего ШВН 10, колонны НКТ 7 с параллельно спускаемым кабелем 16, планшайбы 5, проворотом колонны НКТ 7 по часовой стрелке переводят пакер 15 в рабочее положение.
Второй этап. Монтируют ротор 9 верхнего ШВН и спускают на колонне  штанг 8 до места установки верхнего  ШВН 10 с входным модулем, снабженным продольными  прорезями. Далее на планшайбу 5  монтируют верхний привод 2 ШВН 10 c заменой последней штанги на полированный  шток 1 для создания герметичности в сальниковом узле 3 верхнего привода ШВН 2.
Для определения момента запуска верхнего ШВН и для согласования работы обеих двигателей ШВН и ЭВН станцию 26 управления ШВН с частотным преобразователем присоединяют к двигателю  верхнего привода 2, а станцию 27 управления ЭВН с частотным преобразователем соединяют кабелем 16 с двигателем ЭВН 23.
Соединение опорного узла 21 нижнего ЭВН гибким валом с ротором 18 насоса и далее с вентильным двигателем 23, оснащенным блоком телеметрии 25 с датчиками давления, температуры и вибрации, позволяет  полностью контролировать все рабочие характеристики двигателя 23, например температуру двигателя, вибрацию двигателя, давление на приеме насоса, и путём понижения или повышения частоты оборотов ЭВН 19 выбирать оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта 24, не превышающего производительность ЭВН 19, и определить момент запуска верхнего ШВН 10 для согласования работы обеих двигателей ШВН 10 и ЭВН 19.
Взаиморасположение всех узлов установки в скважине при расположении ШВН, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом 2, над верхним пластом 12 и расположение второго частотно-регулируемого ЭВН над нижним пластом 24 и их согласованное взаимодействие с раздельным частотным регулированием станциями 26 и 27, при изменении состава добываемой продукции в каждом пласте в отдельности от чистой до обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина, и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas, позволяет оптимизировать суммарную производительность установки, что дает возможность регулировать производительность скважины, как на увеличение до +50%, так и на снижение до - 40%.
Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов работает следующим образом.
ЭВН  19 перекачивает нефтегазосодержащую жидкость от  входного  модуля 20 насоса ЭВН 19  по трубе НКТ 7 от призабойной зоны нижнего пласта 24 в надпакерную зону верхнего насоса ШВН 10.
Пластовая нефтегазосодержащая жидкость по колонне НКТ 7 проходит в надпакерную зону и через выходной модуль 14, снабженный продольными прорезями, выкидывается в затрубное пространство, где происходит частичная дегазация и отделение свободного газа, который поднимается по затрубному пространству .
Для определения момента запуска верхнего ШВН и согласования работы обеих двигателей ШВН и ЭВН блок телеметрии 25 контролирует давление для регулировки оборотов нижнего ЭВН 19 при помощи станции 27 управления с частотным преобразователем, путём понижения или повышения частоты оборотов ЭВН 19, выбирая оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта 24, не превышающий производительность насоса.
В случае использования установки ЭВН 19 без блока телеметрии 25 и станции 27 управления с частотным преобразователем установка не позволит производить полный контроль давления  на приеме насоса ЭВН 19. И при превышении оборотов ротора производительность насоса может не соответствовать фактическому притоку жидкости из пласта 24, что может привести к преждевременному выходу из строя установки ЭВН 19. Если ротор насоса будет вращаться с теоретической производительностью выше фактического притока, произойдет перегрев статора ЭВН 19 и его клин.
По росту затрубного уровня жидкости в надпакерной зоне и по показаниям блока телеметрии 25 судят о работоспособности нижнего ЭВН 19 и производят запуск верхнего привода 2 верхнего ШВН 10.
При вращении колонны  штанг 8 верхнего привода ШВН 2 и передаче крутящего момента к ротору 9 верхнего насоса ШВН  пластовая жидкость начинает движение через газосепаратор 11, где газ сепарируется в затрубное пространство, а жидкость через снабженный продольными прорезями его входной модуль попадает в насос ШВН 10 и далее от верхнего ШВН 10 по колонне НКТ 7 в нефтесборник.
За счёт снижения уровня жидкости в надпакерной зоне при работе ШВН 10 происходит понижение давления в интервале перфорации 12, и из верхнего нефтяного горизонта начинается  приток жидкости на приём насоса ШВН 10. Таким образом, в работу включается верхний нефтяной горизонт. Контроль за отбором жидкости в надпакерной зоне ведут по динамическому уровню в надпакерной зоне. Контролируемые обороты ротора верхнего насоса ШВН 10 регулируют при помощи станции управления с частотным преобразователем 26, согласовывая обороты ротора под суммарную производительность нижнего насоса ЭВН 19 и притока жидкости верхнего интервала перфорации 12.
В случае использования установки ШВН 10 без станции управления с частотным регулятором,  обороты ротора не будут совпадать с фактическим отбором жидкости. При малых оборотах ротора верхнего насоса ШВН 10 произойдет рост динамического уровня и частичное уменьшение производительности верхнего пласта 12, за счет гидростатического уровня в затрубном пространстве, за счет работы нижнего насоса ЭВН 19 и его перекачки жидкости в надпакерную зону.
В случае  больших оборотов ротора верхнего насоса ШВН 10 произойдет снижение уровня до приема насоса, и при этом произойдет нарушение работы газосепаратора 11 с последующим прорывом свободного газа на прием насоса ШВН10, что в свою очередь нарушит охлаждение насоса за счет жидкости и произойдет клин насоса или его преждевременный выход из строя.
Приём винтового насоса с приводом вентильного двигателя расположен в подпакерной зоне. Его можно расположить  непосредственно напротив нижнего интервала перфорации и не привязываться к месту установки разобщающего пакера. Установку ЭВН с вентильным двигателем можно спускать на глубину до 2400 метров. Насос имеет напорные характеристики для подъёма добываемой продукции до 2800 метров водяного столба. Привод насоса снабжён дополнительными датчиками телеметрии, которые способны передавать полную информацию состояния двигателя и давление на приёме насоса, что и являться основным параметром для контроля отбора жидкости из нижней зоны, то есть подпакерной зоны.
Раздельное частотное регулирование насосов применяют  на верхнем и нижнем  пластах, что дает возможность регулировать производительность скважины как на увеличение до +50%, так и на снижение до -40%.
Установка способна перекачивать нефтесодержащую жидкость как в чистом виде, так и обводненной до 99,9% с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas, так как данный тип применяемых насосов относится к объемным насосам и не имеет клапанных пар. Также насос этого типа имеет резиновую обойму по всей длине насоса, что позволяет эксплуатировать данный тип оборудования в скважинах с большим содержанием механических примесей.
При попадании песка на прием насоса ротор при кручении наезжает на песчинку. При этом песчинка не повреждает материал ротора за счет её вминания в резиновую обойму и при прохождении жидкости промывается потоком, проходящим по насосу, и перекачивается по трубам в нефтеприемник.
Таким образом, насос способен не только перекачивать вязкую продукцию, но и частично засасывать жидкость непосредственно в сам насос, с  последующей регулировкой производительности насосов, как верхнего, так и нижнего, по результатам полного контроля работы оборудования и технических параметров состояния пластов.
Техническим эффектом предлагаемого технического решения является расширение эксплуатационных возможностей установки  при освоении месторождения с легкими, вязкими и высоковязкими нефтями, с содержанием механических  примесей до 35% и обводненностью от 0 до 99% по результатам полного контроля работы оборудования и технических параметров состояния пластов, за счет взаиморасположения в  установке относительно продуктивных пластов и друг друга частотно-регулируемых раздельно электрического винтового насоса с входным и выходным модулями, снабженными продольными прорезями, и винтового штангового насоса, пакера, пассивного газосепаратора, блока телеметрии.