СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНЫ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫМ НАСОСОМ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ
METHOD OF SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO WELL BEDS WITH DIFFERENTIAL PUMP WITH DRIVE ON TOP

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам одновременной раздельной эксплуатации двух пластов скважины.
Известна «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, Е21В 43/14, F04B 47/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2007 г.), при помощи которой осуществляется способ одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий спуск и установку в скважине пакера между пластами, верхнего плунжерного насоса с устьевым приводом и нижнего электропогружного насосов, размещенных в лифтовой колонне, входы которых сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами, а выходы с колонной лифтовых труб, включение и выключение в зависимости от свойств и продуктивности нижнего пласта электропогружного насоса, а также включение и выключение устьевого привода плунжерного насоса в зависимости от свойств и продуктивности верхнего пласта.
Недостатками данного способа является необходимость наличия и работы двух установок с различными приводами насосов, имеющими специфические регулирующие и отключающие блоки, при этом разная конструкция и свойства работы насосов требуют различных периодов и видов работ по обслуживанию, регулировке и ремонту этих насосов, что приводит к частым простоям всей установки и материальным затратам на обслуживание специалистами, при этом плунжерные насосы имеют низкий ресурс при работе с жидкостями, содержащими большое количество механических частиц, что делает невозможным использования этого насоса для перекачки продукции пластов, содержащих подобные частицы.
Известна «Скважинная установка электроцентробежного насоса для одновременно раздельной добычи нефти» (патент RU №73391, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №14 от 20.05.2008 г.), при помощи которой осуществляется способ одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий спуск и установку в скважине пакера между пластами, верхнего и нижнего электропогружных насосов с общим устьевым приводом, входы которых сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами, а выход верхнего - с колонной лифтовых труб, нижнего - через надпакерное пространство с входом верхнего насоса, включение в работу привода с регулировкой для изменения пропорциональной производительности насосов скорости вращения ротора.
Недостатками данного способа является невозможность отдельного исследования свойств пластов и их продукции и регулирования отбора нефти из пластов в отдельности в связи с меняющими свойствами и продуктивности пластов, для чего необходимо извлечение насосов с приводом из скважины и замена на соответствующие соотношению продуктивности пластов, при этом в случаях поломки и необходимости обслуживания привода необходимо извлечение всей установки из скважины, что приводит к увеличению материальных затрат на обслуживание и ремонт установки в целом.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Глубинный дифференциальный штанговый насос для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов» (патент RU №70321, F04B 47/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2008 г.), при помощи которого осуществляется способ одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий спуск и установку в скважине пакера между пластами, лифтовой колонны, верхнего и нижнего последовательно соединенных штанговых насосов, соединенных штангами с одним общим устьевым приводом, входы которых сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами, а выход верхнего - с колонной лифтовых труб, нижнего - с входом верхнего насоса, включение в работу привода с регулировкой для изменения пропорциональной производительности насосов скорости и длины возвратно-поступательного движения штанг с плунжерами.
Недостатками данного способа является невозможность отдельного исследования свойств пластов и их продукции и регулирования отбора нефти насосами из пластов в отдельности в связи с меняющими свойствами и продуктивностью пластов, для чего необходимо извлечение насосов с приводом из скважины и замена на соответствующие данной продуктивности пластов, при этом плунжерные насосы имеют низкий ресурс при работе с жидкостями, содержащими большое количество механических частиц, что делает невозможным использование этого насоса для перекачки продукции пластов, содержащих подобные частицы.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа одновременной раздельной эксплуатации двух пластов скважины с возможностью отдельного исследования свойств пластов и их продукции с последовательным отсеканием пластов, а также расширение функциональных возможностей, позволяя работать с продукцией скважин, содержащих большое количество механических частиц, и без замены насосов при продолжении добычи при изменении со временем соотношения продуктивности пластов.
Техническая задача решается способом одновременной раздельной эксплуатации двух пластов скважины дифференциальным насосом с приводом на устье, включающим спуск и установку в скважине пакера между пластами, лифтовой колонны, верхнего и нижнего последовательно соединенных насосов, размещенных в лифтовой колонне и соединенных штангами с общим устьевым приводом, входы которых сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами, а выход верхнего - с колонной лифтовых труб, нижнего - с входом верхнего насоса, включение в работу привода с регулировкой для изменения пропорциональной производительности насосов скорости поступательного движения штанг с плунжерами.
Новым является то, что насосы устанавливают винтовые, лифтовую колонну перед спуском оборудуют втулками с тарированными центральными каналами, размещенными ниже обойм насосов, закрепляемых на лифтовой колонне, причем верхнюю из втулок размещают в пределах канала сообщения с надпакерным пространством, а винты насосов ниже оборудуют верхним и нижним плунжерами, верхний из которых является проходным для продольного потока жидкости, при этом диаметры плунжеров и винтов уменьшаются сверху вниз для прохода через не соответствующие им обоймы и втулки во время спуска, причем штоку придают устьевым приводов еще и вращение, а поступательное перемещение производят в импульсном режиме: вверх из среднего - рабочего положения для взаимодействия нижнего поршенька с нижним седлом и выхода вверх нижнего винта из обоймы вверх с отсечением подпакерного пространства и добычи только из верхнего пласта, а вниз - для взаимодействия верхнего поршенька с верхним седлом с отсечением каналов сообщения и надпакерного пространства и выхода вниз верхнего винта из обоймы вниз и добычи из нижнего пласта.
Новым является также то, что перед спуском ниже нижнего седла лифтовые трубы оборудуют геофизическими приборами для исследования свойств нижнего пласта через подпакерное пространство.
На Фиг.1 изображена схема верней части дифференциального насоса, спущенного в скважину.
На Фиг.2 изображена схема нижней части дифференциального насоса, спущенного в скважину.
Дифференциальный винтовой насос с приводом на устье (не показаны) для одновременной раздельной эксплуатации верхнего 1 (Фиг.1) и нижнего 2 (Фиг.2) пластов скважины 3 содержит пакер 4 с проходным каналом 5, устанавливаемый между пластами 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2), лифтовую колонну труб 6 с хвостовиком 7 внизу, оснащенным снизу фильтром 8 и выполненным с возможностью герметичного взаимодействия выше фильтра 8 с проходным каналом 5 пакера 4, верхней 9 (Фиг.1) и нижней 10 (Фиг.2) обоймами, под которыми соответственно размещены в составе лифтовой колонны 6 верхняя 11 (Фиг.1) и нижняя 12 (Фиг.2) втулки с соответствующими тарированными центральными каналами 13 (Фиг.1) и 14 (Фиг.2). Причем в пределах верхней втулки 11 (Фиг.1) выполнен канал 15, сообщающий внутритрубное пространство 16 лифтовой колонны труб 6 с надпакерным пространством 17. Внутри колонны лифтовых труб 6 размещены соответствующие верхний 18 и нижний 19 (Фиг.2) винты насосов, соединенные между собой штоком 20 (Фиг.1), а с устьевым приводом - штангой 21. Ниже каждый из винтов 18 и 19 (Фиг.2) оснащен соответствующими верхним 22 (Фиг.1) и нижним 23 (Фиг.2) плунжерами, выполненными с возможностью соответствующего скользящего герметичного взаимодействия с центральными каналами 13 (Фиг.1) и 14 (Фиг.2) верхней 11 (Фиг.1) и нижней 12 (Фиг.2) втулок. При этом диаметры плунжеров 22 (Фиг.1) и 23 (Фиг.2) и винтов 18 (Фиг.1) и 19 (Фиг.2) уменьшаются сверху вниз для прохода через не соответствующие им обоймы 9 (Фиг.1) и 10 (Фиг.2) и втулки 11 (Фиг.1) и 12 (Фиг.2) во время спуска. Верхний плунжер 22 (Фиг.1) оснащен продольным проходным каналом 24 и размещен выше канала 15, а нижний плунжер 23 (Фиг.2) размещен ниже нижней втулки 12. При необходимости контроля за состоянием пластового давления и характеристиками нижнего пласта 2 через подпакерное пространство 25 хвостовик 7 напротив фильтра 8 оснащают геофизическим прибором 26 (например, КАМТ-10), который через кабель 27 передает снимаемую информацию (например, пластовое давление) на устьевой блок контроля (не показан).
Способ осуществляют следующим образом.
Предварительно анализируют продутивности верхнего 1 (Фиг.1) и нижнего 2 (Фиг.2) пластов, подбирают дифференциальный насос, содержащий верхний и нижний винтовые насосы с соответствующей производительностью, причем верхний берется с возможностью суммарной производительности для откачки продукции верхнего пласта 1 (Фиг.1) и откачиваемой нижним насосом продукции нижнего пласта 2 (Фиг.2). В скважине 3 (Фиг.1 и 2) между пластами 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2) устанавливают пакер 4 с проходным каналом 5. После чего в скважину 3 спускают колонну лифтовых труб 6, оснащенную верхней 9 (Фиг.1) и нижней 10 (Фиг.2) обоймами дифференциального винтового насоса и верхней 11 (Фиг.1) и нижней 12 (Фиг.2) втулками, а снизу - хвостовиком 7 с фильтром 8, до герметичного взаимодействия хвостовика 7 с проходным каналом 5 пакера 4. Для контроля правильной установки хвостовика 7 в проходном канале 5 пакера 4 по устьевому индикатору веса (не показан) колонна лифтовых труб над хвостовиком 7 может оснащаться наружным ограничителем 28, опирающимся при установке хвостовика 7 на пакер 4, показывая при этом снижение веса лифтовой колонны труб 6 на устьевом индикаторе веса. При нестабильности характеристик и продуктивности нижнего пласта 2 перед спуском колонны лифтовых труб 6 в хвостовике 7 напротив фильтра 8 устанавливают геофизический прибор 26 (например, датчик забойного давления КАМТ-10), а его кабель 27, который присоединяется к устьевому блоку контроля после спуска прибора 26 в скважину 3, спускается совместно и параллельно с колонной лифтовых труб 6. После фиксации колонны лифтовых труб 6 на устье скважины 3 внутрь этой колонны 6 спускают на штанге 21 (Фиг.1) последовательно соединенные штоком 20 снизу вверх: глухой нижний плунжер 23 (Фиг.2), нижний винт 19, верхний плунжер 22 (Фиг.1) с продольным проходным каналом 24 и верхний винт 18, причем их наружные диаметры уменьшаются сверху вниз для возможности прохода во время спуска через не соответствующие им обоймы 9 (Фиг.1) и 10 (Фиг.2) и втулки 11 (Фиг.1) и 12 (Фиг.2). Для контроля правильной установки плунжеров 22 (Фиг.1) и 23 (Фиг.2) и винтов 18 (Фиг.1) и 19 (Фиг.2) относительно соответствующих им втулок 11 (Фиг.1) и 12 (Фиг.2) и обойм 9 (Фиг.1) и 10 (Фиг.2) по устьевому индикатору веса (не показан), колонна лифтовых труб под нижней втулкой 12 может оснащаться внутренним ограничителем 29, на который опирается нижний плунжер 23 при завершении спуска, показывая при этом снижение веса штанги 21 (Фиг.1) на устьевом индикаторе веса, при этом верхний плунжер 22 перекрывает изнутри канал 15. После чего дифференциальный насос переводят в рабочее положение, приподнимая штанги 21 на заданную величину а (Фиг.2), определяемую при сборке и зависящую от того, насколько ниже внутренний ограничитель 29 располагается относительно нижнего плунжера 23 при нахождении дифференциального насоса в рабочем положении. В рабочем положении дифференциального насоса нижний плунжер 23 располагается ниже нижней втулки 12, нижний винт 19 - в пределах нижней обоймы 10, верхний плунжер 22 (Фиг.1) - выше канала 15, а верхний винт - в пределах верхней обоймы 9.
После завершения установки штанге 21 придают вращение, которое передается на верхний винт 18 и через шток 20 нижнему винту 19 (Фиг.2). В результате благодаря нижнему винту 19 нижнего, вращающегося в нижней обойме 10, продукция нижнего пласта 2 через подпакерное пространство 25, фильтр 8 хвостовика 7 поступает во внутритрубное пространство 16 колонны лифтовых труб 6 в район канала 15 (Фиг.1), через который продукция верхнего пласта 1 из надпакерного пространства 17 поступает во внутритрубное пространство 16 благодаря верхнему винту 18 верхнего насоса, вращается в верхней обойме 9, который, также подхватывая продукцию нижнего пласта 2 (Фиг.1) через продольный проходной канал 24 (Фиг.1) верхнего плунжера 22, поднимает продукцию пластов 1 и 2 (Фиг.1) из скважины 3 по колонне лифтовых труб 6 (Фиг.1) на поверхность (не показана).
При пропорциональном снижении продуктивности пластов 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2) скорость вращения штока 21 (Фиг.1) в зависимости от этого снижения постепенно снижают.
При необходимости исследования продуктивности верхнего пласта 1 и/или химического состава его продукции вращение штанги 21 прекращают и придают продольное перемещение вверх. В результате нижний плунжер 23 (Фиг.2) располагается в центральном канале 14 нижней втулки 12, герметично отсекая сообщение нижнего пласта 2 от внутритрубного пространства 16 колонны лифтовых труб 6 выше нижней втулки 12, а нижний винт 16 выйдет вверх за пределы нижней обоймы 10, исключая нижний насос из работы. Затем штангам 21 придают вращение. Благодаря верхнему винту 18 верхнего насоса, вращающемуся в верхней обойме 9, продукция верхнего пласта 1 из надпакерного пространства 17 поступает через канал 15 во внутритрубное пространство 16, которая через продольный проходной канал 24 (Фиг.1) верхнего плунжера 22 поднимается из скважины 3 по колонне лифтовых труб 6 на поверхность (не показана). После исследования химического состава продукции пласта 1 и его свойств, например, по восстановлению его пластового давления во времени штанги 21 опускают, возвращая дифференциальный насос в исходное - рабочее положение. После чего, вращая штанги 21, дифференциальный насос эксплуатируют в рабочем положении.
При необходимости исследования продуктивности нижнего пласта 2 (Фиг.2) и/или химического состава его продукции вращение штанги 21 прекращают и придают продольно перемещение вниз до упора нижнего плунжера 23 во внутренний ограничитель 29. В результате верхний плунжер 22 (Фиг.1) располагается в центральном канале 13 верхней втулки 11 напротив канала 15, герметично перекрывая его и отсекая сообщение верхнего пласта 1 от внутритрубного пространства 16 колонны лифтовых труб 6, а верхний винт 16 выйдет вниз за пределы верхней обоймы 9, исключая верхний насос из работы. Затем штангам 21 придают вращение. Благодаря нижнему винту 19 (Фиг.2) нижнего насоса, вращающемуся в нижней обойме 10, продукция нижнего пласта 1 из подпакерного пространства 25 поступает через фильтр 8 хвостовика 7 во внутритрубное пространство 16, которая через продольный проходной канал 24 (Фиг.1) верхнего плунжера 22 поднимается из скважины 3 по колонне лифтовых труб 6 на поверхность (не показана). После исследования химического состава продукции нижнего пласта 2 (Фиг.2) и его свойств, например, по восстановлению его пластового давления во времени штанги 21 (Фиг.1) приподнимают, возвращая в исходное - рабочее положение. После чего, вращая штанги 21, дифференциальный насос эксплуатируют в рабочем положении.
Для исключения быстрого износа верхнего 18 (Фиг.1) и нижнего 19 (Фиг.2) винтов внутренние поверхности на соответствующих участках 30 (Фиг.1) ниже верхней обоймы 9 и 31 (Фиг.2) выше нижней обоймы 10, где располагаются винты 18 (Фиг.1) и 19 (Фиг.2) при исследовании соответственно пластов 2 (Фиг.2) и 1 (Фиг.1), могут изнутри покрываться противозадирным материалом (например, эмалью, полиэтиленом и т.п.).
При размещении геофизического прибора 25 (Фиг.2) в хвостовике 7, позволяющего контролировать свойства нижнего пласта 2, то исследования этого пласта производят реже, чем верхнего 1 (Фиг.1), или не производят вообще, если данных достаточно для характеристики нижнего пласта 2 (Фиг.2).
Исходя из исследований изменений во времени продуктивности пластов 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2) возможны два варианта последующей эксплуатации скважины 3 этим же дифференциальным насосом:
во-первых, когда продуктивность нижнего пласта 2 (Фиг.2) по отношению к верхнему 1 (Фиг.1) увеличивается, то действия, аналогичные исследованию нижнего пласта 2 (Фиг.2) периодически повторяют, чтобы исключить дисбаланс в добыче продукции из пластов 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2);
во-вторых, когда продуктивность верхнего пласта 2 (Фиг.1) по отношению к нижнему 2 (Фиг.2) увеличивается, то действия, аналогичные исследованию верхнего пласта 1 (Фиг.1), периодически повторяют, чтобы исключить дисбаланс в добыче продукции из пластов 1 (Фиг.1) и 2 (Фиг.2).
Предлагаемый способ позволяет отдельно исследовать свойства пластов и их продукции, последовательно отсекая пласты и соответствующие им насосы, позволяет работать с продукцией скважин, содержащих большое количество механических частиц из-за использования для подъема продукции скважины только винтовых насосов, а также без замены дифференциального насоса продолжать добычу при изменении со временем соотношения продуктивности пластов.