Однолифтовая насосная установка для добычи продукции из двух пластов
SINGLE-LIFT PUMPING UNIT FOR PRODUCING FROM TWO LAYERS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию для регулируемой добычи продукции из двух пластов скважины с использованием одной лифтовой трубы с одним пакером, устанавливаемым между пластами.
Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине (патент RU № 2498052, МПК Е21В 43/14, F04В 47/00, опубл. 10.11.2013 Бюл. № 3), содержащая колонну лифтовых труб, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, погружной насос с кожухом для откачки продукции пластов с производительностью, превышающей общий дебит пластов, между насосом и хвостовиком установлен модуль для последовательной эксплуатации пластов, в состав которого входит корпус с отверстиями, которые имеют возможность сообщать корпус с входом в насос и с каждым из пластов, причем в корпусе модуля установлен гидрораспределитель, соединяющий последовательно вход в каждый пласт со входом в насос, причем в состав гидрораспределителя входит, по крайней мере, один поршень с уплотнениями и установленные с ним на одном валу два поршня для перемещения и, по крайней мере, один клапан, который гидравлически связан с одним из пластов и поршнем для перемещения и открывается при заданном перепаде давления между пластами.
Недостатками данной установки являются отсутствие плавной регулировки отбора по пластам, что снижает эффективность работы установки (как минимум по одному из пластов), также отсутствие защиты от выделившегося газа, так как при наличии высокого газового фактора (большого содержания газа в продукции одного из пластов) резко снижается коэффициент полезного действия (КПД) насоса из-за возможности скапливания газа в кожухе и попадания его на вход.
Известно также однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины (патент RU № 2523590, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/14, опубл. 20.07.2014 Бюл. № 20), содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, при этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер, причем оно снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, сообщающейся через эксцентричные каналы с камерой смешения флюидов, а снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан, в свою очередь стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером, при этом регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов.
Недостатками данной установки являются отсутствие защиты от выделившегося газа, так как при наличии высокого газового фактора резко снижается КПД насоса из-за возможности скапливания газа в кожухе и попадания его на вход.
Известна также установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины (патент RU № 2588072, МПК Е21В 43/14, Е21В 34/16, опубл. 27.06.2016 Бюл. № 18) содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и электроцентробежный насос для откачки продукции пластов с входным модулем, электродвигателем и кожухом, окружающим только электродвигатель вместе с кабелем, заканчивающимся на входном модуле, отличающаяся тем, что снизу кожух связан с выходом устройства переключения пластов, состоящего из головки, ниппеля и основания соединенных верхним и нижним корпусами, головка соединена с кожухом и содержит входные каналы, связанные с верхним пластом, входные каналы через два последовательно расположенных взаимно обратных шариковых клапана связаны через верхний корпус и головку с внутренней полостью кожуха, основание соединено с хвостовиком, с установленными на нем датчиками давления, внутренняя полость которого через шариковый клапан связана с внутренней полостью нижнего корпуса и через клапан в ниппеле с внутренней полостью верхнего корпуса, клапан в ниппеле приводится в движение поршнем, надпоршневая полость которого связана с внутренней полостью нижнего корпуса, а подпоршневая через электромагнитный клапан и диафрагму с верхним пластом, клапан в ниппеле жестко связан с толкателем, который открывает один из шариковых клапанов верхнего пласта при закрытии клапана в ниппеле и наоборот, электромагнитный клапан и датчики давления соединены с наземным блоком управления кабелем.
Недостатками данной установки являются отсутствие плавной регулировки отбора по пластам, что снижает эффективность работы установки (как минимум по одному из пластов), также отсутствие защиты от выделившегося газа, так как при наличии высокого газового фактора резко снижается КПД насоса из-за возможности скапливания газа в кожухе и попадания его на вход.
Наиболее близкой является однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины (патент RU № 2611786, МПК Е21В 43/14, Е21В 47/06, опубл. 01.03.2017 Бюл. № 7), содержащая колонну лифтовых труб и две секции, соединяемые стыковочным узлом, при этом нижняя секция содержит пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии, включающим датчик давления и другие средства замера параметров пластов, связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенного внутри блока телеметрии через обмотки частотно-управляемого погружного электродвигателя насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком телеметрии, отличающаяся тем, что она оснащена телемеханической системой с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей дополнительно, по меньшей мере, датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленные перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины - на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные одним или несколькими проводами электрического кабеля со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации.
Недостатками данной установки являются отсутствие защиты от выделившегося газа, так как при наличии высокого газового фактора (большого содержания газа в продукции одного из пластов) резко снижается КПД насоса из-за возможности скапливания газа в кожухе и попадания его на вход.
Технической задачей предлагаемого технического решения является создание конструкции однолифтовой насосной установки для добычи продукции из двух пластов, позволяющей добывать продукцию с высоким газовым фактором без снижения эффективности работы установки за счет повышенного выделения газа из продукции без практического попадания непосредственно на вход насоса.
Техническая задача решается однолифтовой насосной установкой для добычи продукции из двух пластов, включающей колонну лифтовых труб и две секции, при этом нижняя секция содержит пакер, устанавливаемый между пластами, с устройством приема продукции из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос со входом и блоком погружной телеметрии, содержащим датчик давления и другие средства замера параметров пластов, связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенного внутри блока телеметрии, как минимум один электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком телеметрии, телемеханическую содержащим систему с возможностью автоматического управления соответствующим дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей дополнительно, по меньшей мере, датчик измерения давления и устройство учета поступления продукции из нижнего пласта, установленные в устройстве приема продукции из нижнего пласта, и устройство суммарного учета добычи продукции из обоих пластов скважины - на выходе из электроприводного насоса, электрически связанные одним или несколькими проводами электрического кабеля со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации.
Новым является то, что устройство приема продукции нижнего пласта снабжено входным дросселем с проходным сечением как минимум в два раза меньшим выходного сечения нижней секции для интенсификации выделения газа из продукции и газовым клапаном для сброса газа в надпакерное пространство, причем вход электроприводного насоса снаружи охвачен стаканом, заглушенным снизу, обеспечивающим скорость потока продукции из обоих пластов скважины меньшую, чем скорость всплывания газа.
Новым является также то, что выход из входного дросселя снабжен кожухом, охватывающим сверху вход электроприводного насоса со стаканом, причем кожух снабжен входным каналом для продукции верхнего пласта, обеспечивающим интенсификацию выделения газа за счет увеличения скорости потока, а сверху – газовым клапаном для сброса газа в надпакерное пространство.
На фиг. 1 изображена схема насосной установки без кожуха.
На фиг. 2 изображена схема насосной установки с кожухом.
Однолифтовая насосная установка для добычи продукции из двух пластов включает колонну лифтовых труб 1 (фиг. 1) и две секции 2 и 3. Нижняя секция 3 содержит пакер 4, устанавливаемый в скважине 5 между пластами 6 и 7, с устройством приема 8 продукции из нижнего пласта 7, а верхняя секция 2 - погружной электроприводной насос 9 со входом 10 и блоком погружной телеметрии (не показан), содержащим датчик давления и другие средства замера параметров пластов 6 и 7, связанные со станцией управления скважиной 5 и блоком приема и обработки информации (не показаны) одним или несколькими проводами (не показаны) электрического кабеля 11, проложенного внутри блока телеметрии, как минимум один электроприводной дроссельный клапан 12 с затвором и запорным седлом (не показаны), соединенный кабелем 13 механически и электрически с блоком телеметрии. Блок телеметрии содержит телемеханическую систему с возможностью автоматического управления соответствующим дроссельным клапаном по результатам замера параметров (не показаны) пластов 6 и 7, содержащей дополнительно, по меньшей мере, датчик измерения давления и устройство учета (не показаны) поступления продукции из нижнего пласта 7, установленные в устройстве приема 8 продукции из нижнего пласта 7, и устройство суммарного учета добычи продукции из обоих пластов 6 и 7 скважины 5 - на выходе 14 из электроприводного насоса 9, электрически связанные одним или несколькими проводами (не показаны) электрического кабеля 11 со станцией управления скважиной 5 и блоком приема и обработки информации. На бок погружной телеметрии и датчики для съема параметров пластов 6 и 7, а также на станцию управления скважиной 5 и блок приема и обработки информации по пластам 6 и 7 авторы не претендуют, так как подобное известно в большом количестве из открытых источников. Вход верхней секции 2 снабжен входным дросселем 15 с проходным сечением d как минимум в два раза меньшим выходного сечения D нижней секции 3, в которую вставляется дроссель 14 для интенсификации выделения газа из продукции и газовым клапаном (не показан) для сброса газа через отверстия 16 в надпакерное пространство 17. Вход электроприводного насоса 9 снаружи охвачен стаканом 18, заглушенным снизу, обеспечивающим скорость потока продукции из обоих пластов 6 и 7 скважины меньшую, чем скорость всплывания газа. Если содержание газа, продуктивность и/или пластовое давление верхнего пласта 6 превосходят аналогичные показатели нижнего пласта 7, то установку снабжают кожухом 19 (фиг. 2), охватывающим выход 20 из входного дросселя 15, а сверху – вход 10 электроприводного насоса 9 снаружи со стаканом 18. Кожух 19 снабжен входным каналом 21 для продукции верхнего пласта 6, обеспечивающим интенсификацию выделения газа за счет увеличения скорости потока, а сверху – газовым клапаном 22 для сброса газа в надпакерное пространство 17.
Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность насосной установки, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны или показаны условно.
Насосная установка работает следующим образом.
Перед спуском насосной установки в скважину 5 (фиг. 1) проводят геофизические и гидродинамические исследования вскрытых перфорацией 23 пластов 6 и 7. Исходя из исследований подбирают электроприводной насос 9 с максимальной производительностью, превосходящей суммарную продуктивность обоих пластов 6 и 7. Исходя из производительности электроприводного насоса 9 и скорости всплывания газа (определяется лабораторными исследованиями или эмпирическим путем) в продукции пластов 6 и 7, рассчитывают диаметр стакана 18, располагаемого снаружи входа 10 электроприводного насоса 9 и обеспечивающего скорость потока продукции из обоих пластов 6 и 7 скважины меньшую, чем скорость всплывания газа. Скорость потока жидкости в стакане определяют по формуле:
,  [1]
п
где  v – скорость потока жидкости в стакане 18, м/с;
н
3
Q – производительность электроцентробежного насоса 9, м/с;
π  ≈ 3,14
ст
D – внутренний диаметр стакана 18, м;
н
D – наружный диаметр электроцентробежного насоса 9 в районе входа 10, м.
Должно соблюдаться неравенство:
[2]
п
где  v – скорость потока жидкости в стакане 18, м/с;
г
v – всплывания газа в жидкости скважины 5, м/с.
Если содержание газа, продуктивность и/или пластовое давление верхнего пласта 6 превосходят аналогичные показатели нижнего пласта 7, то установку снабжают кожухом 19 (фиг. 2), охватывающим выход 20 устройства приема 8 продукции нижнего пласта 7, а сверху – вход 10 электроприводного насоса 9 снаружи со стаканом 18. Кожух 19 снабжен входным каналом 21 для продукции верхнего пласта 6, обеспечивающим интенсификацию выделения газа за счет увеличения скорости потока, а сверху – газовым клапаном 22 для сброса газа в надпакерное пространство 17. Газовый клапан 22 может быть электромеханическим, открывающимся станцией управления в зависимости от содержания газа сверху кожуха 19, или с запорным элементом (показан условно) с плотностью меньшей, чем у жидкости внутри кожуха 19, но большей, чем плотность газа (авторы на конструкцию газового клапана 22 не претендуют.
После подготовительных работ на технологической колонне (не показана) спускают в скважину 5 (фиг. 1) нижнюю секцию 3 с пакером 4 и устройством приема 8 (хвостовик, фильтр или т.п.) продукции из нижнего пласта 7, разделяя скважину на подпакерное 24 и надпакерное 17 пространства. Пакер 4 может быть гидравлическим, гидромеханическим, механическим или т.п., авторы на конструкцию пакера 4 не претендуют. После спуска в скважину 5 пакер 4 устанавливают между пластами 6 и 7, технологическую колонну отсоединяют и извлекают из скважины 5. Собирают верхнюю секцию 2. Если содержание газа, продуктивность и/или пластовое давление верхнего пласта 6 не превосходят аналогичные показатели нижнего пласта 7, то используют компоновку верхней секции 2 без кожуха 19 (см. фиг. 1) и электроприводной дроссельный клапан 12 устанавливают для регулировки потока нижнего пласта 7, в противном случае – с кожухом 19 (фиг. 2).
2
Если при компоновке верхней секции 2 с кожухом 19 входной канал 21 для прохода внутрь продукции верхнего пласта 6 изготавливают поперечным сечением, обеспечивающим интенсификацию выделения газа за счет увеличения скорости потока продукции верхнего пласта 6 (для месторождений на территории Республики Башкортостан (РБ) и Республики Татарстан (РТ) рекомендуется площадь поперечного сечения входного канала 21 не более 0,4 м – определено эмпирическим путем). Если продуктивность и/или пластовое давление верхнего пласта 6 превосходят аналогичные показатели нижнего пласта 7, то электроприводной дроссельный клапан 12 устанавливают для регулировки потока верхнего пласта 6 не показан). Если продуктивность и/или пластовое давление верхнего пласта 6 примерно сопоставимы с аналогичными показателями нижнего пласта 7, то устанавливают два электроприводной дроссельных клапана 12 (не показано) для независимой регулировки потока обоих пластов 6 и 7.
Собранную верхнюю секцию 2 (фиг. 1) оснащают блоком телеметрии, а снизу – входным дросселем 15, на колонне лифтовых труб 1 вместе с кабелями 11 и 13 спускают в скважину 5 до герметичного входа дросселя 15 в верхнюю часть нижней секции 3. Кабели 11 и 13 могут быть в составе одного кабеля (не показан). По кабелю 11 подают питание на электроприводной насос 9, который перекачивает жидкость из надпакерного пространства 17 через вход 17, выход 14 и колонну лифтовых труб 1 на поверхность, снижая уровень жидкости в надпакерном пространстве 17 ниже пластовых давлений верхнего и нижнего пластов 6 и 7. В результате под действием соответствующих пластовых давлений продукция из верхнего пласта 6 сразу поступает в надпакерное пространство 17, а нижнего пласта 7 – сначала в подпакерное пространство 24. Под действием пластового давления нижнего пласта 7 продукция из подпакерного пространства 24 поступает через устройство приема 8 в входной дроссель 15, где из-за его проходного сечения d, которое как минимум в два раза меньшим выходного сечения D нижней секции 3, скорость потока продукции нижнего пласта 7 резко увеличивается, а гидростатическое давление потока (согласно закону Бернулли) падает, инициируя интенсивное выделение газа. Газ собирается в верхней части входной камеры (не показана) верхней секции 2 и сверху через газовый клапан, аналогичный газовому клапану 22 (фиг. 2), сбрасывается через отверстия 16 в надпакерное пространство 17, и далее по заколонному пространству колонны лифтовых труб 1 поднимается к устью (не показано) скважины 5, откуда и отбирается (не показано). На конструкцию газовой камеры авторы не претендуют, так как подобные конструкции известны в большом количестве из открытых источников. Снизу газовой камеры продукция нижнего пласта поступает на выход 20 из входного дросселя 15.
Продукция нижнего пласта 7 из выхода 20 поступает в надпакерное пространство 17, где смешивается с продукцией верхнего пласта 6 и поступает сверху в стакан 18 и далее на вход 10 электроприводного насоса 9, который через свой выход 14 смешанную продукцию обоих пластов 6 и 7 без газа по колонне лифтовых труб 1 перекачивает на поверхность. Количество продукции из нижнего пласта 7 и его давление регулируется электроприводным дроссельным клапаном 12, который управляется станцией управления скважиной 5 по данным блока телеметрии.
При наличии кожуха 19 (фиг. 2) дегазированная продукция нижнего пласта 7 из выхода 20 поступает в кожух 19, где смешивается с продукцией верхнего пласта 6 и поступает сверху в стакан 18 и далее на вход 10 электроприводного насоса 9, который через свой выход 14 смешанную продукцию обоих пластов 6 и 7 без газа по колонне лифтовых труб 1 перекачивает на поверхность. Выделившийся из продукции верхнего пласта 6 газ при прохождении входного канала 21 кожуха 19 поднимается вверх кожуха 19, откуда отводится через газовый клапан 22 в надпакерное пространство 17, и далее по заколонному пространству колонны лифтовых труб 1 поднимается к устью скважины 5 вместе с газом, отделенным из продукции нижнего пласта 7, откуда и отбирается. Количество продукции из нижнего пласта 7 и/или верхнего пласта 6 и их давление регулируется электроприводным дроссельным клапаном 12 и/или соответствующим электроприводным дроссельным клапаном, которые управляются станцией управления скважиной 5 по данным блока телеметрии.
Отсутствие газа на входе 10 электроприводного насоса 9 позволяет повысить эффективность его работы (КПД повышается по сравнению с аналогами от 1,5 до 4 %), что позволяет при этом значительно экономить электроэнергию, подаваемую на электроприводной насос 9 по кабелю 11.
Предлагаемая однолифтовая насосная установка для добычи продукции из двух пластов позволяет добывать продукцию с высоким газовым фактором без снижения эффективности работы установки за счет повышенного выделения газа из продукции без практического попадания непосредственно на вход насоса, при этом экономя материальные и финансовые ресурсы.