НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ

Предложенная разработка относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к скважинным насосным установкам, обеспечивающим одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов.
Известна скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев - М.: Недра, 1974 - стр.106-107, рис.63а), содержащая колону лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем колонна нижнего пласта подается насосом по обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины.
Недостатками установки являются трудоемкость монтажа в скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки достигает 30-35 м), сложность спуска в скважину двух кабелей, высокая вероятность нарушения изоляции и выхода из строя установки в связи с наличием двух кабелей.
Наиболее близким по технической сути и достигаемому результату является «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, МПК Е21В 43/13, F04B 47/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2007), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, при этом нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик, который выше оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, причем верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового
насоса, при этом прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.
Недостатками данной установки являются: возможность засорения бокового канала в процессе работы, высокая вероятность повреждения плунжера при спуске, нет возможности подъема штангового насоса для ревизии и замены без извлечения из скважины всей насосной установки в сборе.
Технической задачей полезной модели являются создание надежной и простой в обслуживании насосной установки за счет использования вставного штангового насоса, спускаемого совместно с плунжером, и за счет использования защитного клапана, не позволяющего попадать жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб, в верхний пласт в случаях извлечения или срыва плунжерного насоса, а также исключение засорения бокового канала, попавшими в него твердыми частицами, за счет выполнения его входа под наклоном вниз относительно верхнего кожуха.
Техническая задача решается насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, верхний штанговый и нижний электро-погружной насосы для откачки продукции соответствующих пластов, верхний и нижний насосы заключены соответственно в верхний кожух, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб и снабженный боковым каналом, и нижний кожух с узлом герметизации кабеля, сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, а прием штангового насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.
Новым является то, что верхний кожух снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой, сообщенной снизу с боковым каналом, который оснащен обратным защитным клапаном, а штанговый насос выполнен вставным с нижним манжетным якорем, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке с обеспечением сообщения входа штангового насоса с этой втулкой, при этом вход бокового канала выполнен наклоненным вниз под углом 15-60° к оси верхнего кожуха.
На чертеже изображена схема насосной установки в продольном разрезе.
Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации верхнего 1 и нижнего 2 пластов в скважине 3 (показаны условно) содержит колонну лифтовых труб 4, кабель 5, пакер 6 (показан условно), установленный между пластами 1 и 2, хвостовик 7 (показан условно), верхний штанговый 8 и нижний электропогружной 9 (показан условно) насосы для откачки продукции соответствующих пластов 1 и 2. Верхний 8 и нижний
9 насосы заключены соответственно в верхний кожух 10, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб 4 и снабженный боковым каналом 11, и нижний кожух 12 с узлом герметизации 13 (показаны условно) кабеля 5, сообщенный с подпакерным пространством 14 через хвостовик 7. Выход электропогружного насоса 9 сообщен с верхним кожухом 10, а прием штангового насоса 8 посредством бокового канала 11 сообщен с надпакерным пространством 15. Верхний кожух 10 снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой 16, сообщенной снизу с боковым каналом 11, который оснащен обратным защитным клапаном 17. Штанговый насос 8, выполненный вставным, оснащен снизу манжетным якорем 18, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке 16 с обеспечением сообщения входа штангового насоса 8 с этой втулкой 16, при этом вход бокового канала 11 выполнен под углом α=15-60° к оси верхнего кожуха 10.
Насосная установка работает следующим образом.
Между верхним 1 и нижним 2 пластами скважины 3 устанавливают пакер 6 с проходным каналом 19. После чего на колонне лифтовых труб 4 в скважину 3 спускают в сборе совместно с кабелем 5 верхний кожух 10 с технологической втулкой 16, нижний электропогружной насос 9, нижним кожухом 12 в узлом герметизации 13 кабеля 5 и хвостовик 7 до герметичного ввода хвостовика 7 в походной канал 19 пакера 6. При необходимости кабель 5 фиксируют по наружной поверхности кожухов 10 и 12 и колонне лифтовых труб, например, хомутами 20. Затем на штангах (на черт. не показаны) в скважину спускают вставной штанговый насос 8 с плунжером и расположенным внизу манжетным якорем 18 до его герметичного ввода в технологическую втулку 16.
Затем по кабелю 5 подают питание к электропогружному насосу 9, который из подпакерного пространства 14 посредством нижнего кожуха 12 с хвостовиком 7 продукцию нижнего пласта 2 перекачивает через продольный канал 21 верхнего кожуха 10 в колонну лифтовых труб 4. В результате работы электропогружного насоса 9 продукция нижнего пласта 2 подается по колонне лифтовых труб 4 на поверхность (на черт. не показана), а давление внутри колонны лифтовых труб 4 оказывается выше пластового давления верхнего пласта 1, что приводит к прижатию сверху манжетного якоря 18 к технологической втулке 16.
После чего приводят в действие штанговый насос 8, придавая возвратно поступательное перемещение штангам с плунжером (на черт. не показан) штангового насоса 8. В результате работы штангового насоса 8 из надпакерного пространства 15 продукция верхнего пласта через 1 боковой канал 11 с защитным клапаном 17 подается на поверхность. Если штанги применяют полые, то продукция нижнего пласта 1 по ним поднимается
на поверхность, не смешиваясь с продукцией нижнего пласта 2 (когда значительно разнятся физико-химические свойства продукций пластов 1 и 2). Если применяют штанги цельные, то продукция верхнего 1 и нижнего 2 пласта (если их физико-химические свойства близки) перемешиваются выше плунжерного насоса 8 и по колонне лифтовых труб 4 поднимается совместно на поверхность.
Угол α=15-60° позволяет освобождаться боковому каналу 11 верхнего кожуха 10 от посторонних твердых частиц, находящихся в этом канале 11 при холостом ходе вниз плунжера верхнего штангового насоса 8. Угол α меньший 15° приводит к значительному увеличению продольных размеров верхнего кожуха 10, а больший 60° - к ухудшению самоочистки от твердых и тяжелых частиц, попадающих в боковой канал 11.
Наличие защитного клапана 17 в боковом канале 11 предотвращает попадание жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб 4, в верхний пласт 1 давлением, превосходящим пластовое, при подъеме штангового насоса 8 или при его срыве из технологической втулки 16, во время рабочего хода плунжера штангового насоса 8 вверх.
Применение вставного штангового насоса 8 позволяет снизить более чем в 10 раз вероятность его разрушения или срыва вверх штангового насоса 8 во время работы, а также полностью исключает повреждение плунжера штангового насоса 8 при спуске в скважину 3. При этом упрощается обслуживание насосной установки, так как для извлечения при ревизии и замене штангового насоса 8 не требуется подъем все насосной установки в сборе.
Предлагаемая насосная установка проста в обслуживании и надежна за счет использования вставного штангового насоса и защитного клапана, расположенного в боковом канале верхнего кожуха и не позволяющего попаданию жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб, в верхний пласт в случаях извлечения или срыва плунжерного насоса, а выполнение входа бокового канала под наклоном вниз относительно верхнего кожуха исключает его засорение, попавшими туда твердыми частицами.