УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
OIL-WELL OPERATION UNIT

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт не заглубляя погружную насосную установку и, или с негерметичной эксплуатационной колонной.
Известен погружной электронасос (аналог) [1], патент RU №2136970 C1, F04D 13/10, 10.09.1999 г., содержащий приводной электродвигатель, размещенный в охладительной емкости и охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, насосный узел с приемной сеткой. Насос снабжен цилиндрической емкостью с отверстиями, выполненными на верхнем торце и верхней части боковой поверхности и сообщающими межтрубное пространство с приемом насоса. Насос размещен внутри цилиндрической емкости. Охладительная емкость выполнена открытой снизу и с отверстиями на верхнем торце и верхней части боковой поверхности. Охладительная емкость расположена под насосным узлом. Недостатком данной конструкции являются недостаточная защита насоса от попадания механических примесей, большая металлоемкость.
Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине (аналог) [2], патент RU 2339795, E21B 43/14, опубликовано: бюллетень 33 от 27.11.2008 г., содержащая электропогружной насос, двигатель которого оснащен датчиком, систему пакеров, разделяющих скважину на зоны пластов, хвостовик со штуцерами, регулирующими производительность пластов, и измерителями расхода в виде дросселя с датчиками давления, при этом погружной электродвигатель снабжен кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, а хвостовик снабжен каналами, каждый из которых сообщает зоны соответствующих пластов с полостью кожуха, в качестве измерительного дросселя использованы штуцеры, которые установлены на входе каждого канала в кожух, причем в качестве датчика давления, устанавливаемого на выходе дросселя, использован один общий, устанавливаемый в электродвигателе, а остальные датчики давления размещены относительно штуцера со стороны пласта. Недостатками установки являются сложность конструкции и ее монтажа из-за наличия большого числа регулирующих и контролирующих узлов. При этом ее невозможно использовать в скважинах с одним пластом, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах из-за габаритного диаметра кожуха насоса и на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.
Известна погружная электроцентробежная насосная установка (аналог) [3], патент RU №2382237 подача заявки 04.06.2008, начало действия патента 04.06.2008, публикация патента 20.02.2010, содержащая электродвигатель, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, центробежный насос с приемной сеткой, отличающаяся тем, что установка полностью размещена внутри кожуха с кольцевым зазором, к которому снизу последовательно прикреплены клапанный узел, каркасно-проволочный фильтр и накопитель, кожух сверху прикреплен к колонне насосно-компрессорных труб, каркасно-проволочный фильтр представлен несущим стержнем, трубным каркасом и оболочкой фильтра, причем трубный каркас имеет продольные щели, на его наружной поверхности нарезана треугольная резьба, причем оболочка фильтра выполнена из проволоки треугольного профиля, между витками которой имеются щели, расширяющиеся внутрь конструкции.
Недостатком данного изобретения является неудачная конструкция накопителя и клапанного узла, невозможность при подъеме погружного насоса и хвостовика, не извлекая пакера, производить через него спуск инструмента, оборудования и приборов, проводить работы в подпакерной зоне, а именно промывку забоя, геофизические исследования обсадной колонны и интервалов перфорации, проводить перфорацию пластов, обработку призабойных зон продуктивного пласта и другие виды работ. Известна установка для эксплуатации пластов (прототип) [4]. Патент РФ №90121, E21B 43/14. Дата публикации заявки: 2008.12.29. (45) Опубликовано 2009.12.27, включающая электропогружной насос с кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, двигатель которого оснащен датчиком, как минимум одним пакером, разделяющим скважину на зоны пластов, причем хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта, отличающаяся тем, что верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом, а кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле.
Недостатком данного изобретения является то, что центрирующее расширение выполнено с внутренним уплотнением и для контроля и ревизии уплотнительных элементов требуется подъем пакерной компоновки, так как при повторной стыковке оборудования не гарантируется герметичность узла, возможность возникновения эффекта штуцирования ввиду малого зазора между головной частью погружного электропривода насоса и внутренней поверхностью герметичного кожуха.
Технической задачей решаемой данной установкой является повышение эффективности технологии добычи пластового флюида из скважин, имеющих ограничения для спуска погружной насосной установки, например боковой ствол малого диаметра, либо эксплуатационную колонну с многочисленными нарушениями, в том числе и нарушениями, находящимися ниже глубины установки погружного насоса, и снижение затрат на ремонт скважин, снижение аварийности.
Указанная задача решается установкой для эксплуатации пластов в скважине, включающей колонну насосно-компрессорных труб, электропогружной кабель, имеющей или не имеющей дополнительную гидравлическую, либо электрическую линию для питания или управления каких-либо гидравлических или электрических систем расположенных ниже электропогружного насоса, или подачи химических реагентов на прием насосной установки, электропогружной насос, у которого гидрозащита и погружной электродвигатель с установленными или не установленными ниже погружного электродвигателя приборами контроля параметров работы электродвигателя, дозатором химических реагентов, расходомером, влагомером, датчиками давления и температуры, помещен в герметичный кожух, который герметично замыкается на входном модуле погружного насоса, хвостовик, состоящий из колонны труб, верхняя часть которого через переводник герметично соединена с нижней частью герметичного кожуха, а в нижней части хвостовика расположен патрубок с наружными уплотнительными элементами, что дает возможность производить контроль состояния уплотнительных элементов и их замену при повторном и последующих спусках оборудования без извлечения пакера. Установка содержит как минимум один пакер, предназначенный для герметичного разделения участков эксплуатационной колонны, и имеющий внутренний проходной канал с диаметром, позволяющим проходить через пакер на забой инструменту, оборудованию и приборам, не извлекая пакер, герметизирующий узел для герметичного соединения с патрубком хвостовика в корпусе пакера, либо в устройстве выше или ниже пакера, может иметь, а может и не иметь хвостовик, герметично соединенный с нижней частью пакера, либо нижней частью уплотнительного устройства, герметично соединенного с нижней частью пакера, причем нижняя часть этого хвостовика может быть оснащена, а может быть не оснащена фильтром, либо, например, дозатором химических реагентов, может иметь, а может и не иметь герметичные аварийно разъединяемые на заданное усилие узлы, устанавливаемые на насосно-компрессорных трубах над насосным оборудованием и на хвостовике между герметичным кожухом и верхним пакером, причем если через данный узел проходят электрические либо гидравлические линии, то он оснащается дополнительным узлом разрыва этих линий, препятствуя образованию аварийно-опасного сальника из электрических и, или гидравлических линий вокруг насосно-компрессорных труб или хвостовика при аварийном извлечении. В головной части погружного электродвигателя могут быть, а могут и не быть профрезерованы каналы для протока добываемой жидкости между внутренней поверхностью герметичного кожуха и погружным электродвигателем, гидрозащита в головной части может иметь, а может и не иметь профрезерованный продольный канал для укладки питающего электропривод кабеля и других кабелей или гидравлических трубок, герметичный канал для прохождения линии питания погружного электродвигателя, а также может иметь, а может и не иметь отдельный канал с герметичным уплотнением, который используется либо для гидравлической линии, например для подвода различных реагентов на прием насоса, либо для электрической линии управления приборами и оборудованием, находящимися под погружным электродвигателем, либо находящимся ниже герметичного кожуха оборудованием и приборами. В этом случае линия гидравлического, либо электрического управления проходит через всю полость герметичного кожуха и уходит вниз в полость хвостовика, подсоединенного в нижней части герметичного кожуха, либо через герметичное уплотнение, выполненное с помощью шевронов или уплотнительных колец, находящееся в нижней части герметичного кожуха, либо в хвостовике переходит в затрубное пространство.
На фиг.1 изображена установка в одном из вариантов исполнения.
Установка для эксплуатации скважины работает следующим образом. В скважине при первой спуско-подъемной операции ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер 1, либо двухпакерную компоновку. Кроме того, к нижней части пакера 1, либо двухпакерной компоновки может быть присоединен хвостовик 2 с фильтром 17.
Затем вторым этапом спускается в последовательности снизу вверх патрубок 3 с уплотнительными элементами по наружной поверхности, хвостовик из насосно-компрессорных труб 4, присоединяемый к герметичному кожуху через переводник 18, герметичный аварийно-разъединяемый узел 5, герметичный кожух 6 с установленными в нем гидрозащитой 10 и погружным электроприводом 7, к нижней части которого может быть присоединен блок телеметрической системы 8, или, например, автономный дозатор химических реагентов 9, входной модуль 11 с герметичным каналом линии питания погружного электропривода, погружной насос 13, сбивной клапан 14, герметичный аварийно-разъединяемый узел 15, колонна насосно-компрессорных труб 16, кабельная линия питания 12 погружного электропривода насоса 7, которая может иметь, а может и не иметь дополнительную электрическую и/или гидравлическую линию. Собранная компоновка спускается в скважину до глубины установки верхнего пакера 1, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку патрубка 3 хвостовика 4 во внутренней полости пакера 1, либо в устройстве, находящемся под пакером или над пакером. Таким образом, все негерметичные участки колонны отсечены пакером 1, и жидкость после запуска скважины в работу из интервалов перфорации поступает из-под пакера 1 через хвостовик 2 во внутреннюю полость герметичного кожуха 6 на прием входного модуля 11 и в насосную установку 13.
Новым является то, что в нижней части хвостовика расположен патрубок с наружными уплотнительными элементами, что дает возможность производить контроль состояния уплотнительных элементов и их замену при повторном и последующих спусках оборудования без извлечения пакера. Патрубок хвостовика стыкуется и герметично уплотняется в корпусе верхнего пакера, устанавливаемого под погружной насос и ниже нарушений эксплутационной колонны, либо в устройстве ниже или выше пакера и пакер имеет проходной канал с диаметром, позволяющим при подъеме погружного насоса и хвостовика, не извлекая пакера, производить через него спуск инструмента, оборудования и приборов, проводить работы в подпакерной зоне, а именно промывку забоя, геофизические исследования обсадной колонны и интервалов перфорации, проводить перфорацию пластов, обработку призабойных зон продуктивного пласта и иные виды работ. Кроме того, профрезерованные каналы в головной части погружного электропривода насоса способствуют, без ослабления конструкции, свободному поступлению пластовой жидкости к приему погружного насоса без эффекта штуцирования в зазоре между корпусом электропривода и внутренней поверхностью герметичного кожуха. Профрезерованный продольный неглубокий канал в головной части гидрозащиты позволяет надежно закрепить линии питания погружного электропривода и другие линии, проходящие вдоль гидрозащиты, и избежать их задирания при заворачивании герметичного кожуха на корпус входного модуля и подсоединенной к нему гидрозащите и погружного электропривода. Новым также является наличие дополнительного герметичного канала для укладки в нем гидравлической либо электрической линий. Герметичные аварийно-разъединяемые натяжением на заданное усилие узлы устанавливаются под герметичным кожухом и над ним, причем если через данный узел проходят электрические либо гидравлические линии, то они оснащаются дополнительными узлами разрыва этих линий, препятствуя образованию аварийно-опасного сальника вокруг насосно-компрессорных труб и хвостовика при извлечении из скважины.
Технологический и технический результаты при использовании установки достигаются за счет уменьшения времени ремонта скважины и оборудования, позволяющего при подъеме погружного насоса и хвостовика, не извлекая пакера, производить через него спуск инструмента, оборудования и приборов, проводить работы в подпакерной зоне, а именно промывку забоя, геофизические исследования обсадной колонны и интервалов перфорации, проводить перфорацию пластов, обработку призабойных зон продуктивного пласта и другие виды работ, более эффективное охлаждение всех нагревающихся частей погружного электродвигателя восходящим потоком жидкости, наличия герметичных аварийно-разъединяемых натяжением на заданное усилие узлов, оснащенных дополнительными узлами разрыва гидравлических либо электрических линий, что препятствует образованию аварийно-опасного сальника вокруг насосно-компрессорных труб и хвостовика при извлечении из скважины благодаря сохранению крепления линий к оборудованию.
Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ за счет возможности прохождения на забой инструмента приборов и оборудования через пакер, а также возможности повторной стыковки после извлечения и ремонта оборудования и ревизии уплотнительных элементов.
Использованная литература
1. Патент RU №2136970 C1, F04D 13/10, 10.09.1999 г.
2. Патент RU 2339795, E21B 43/14, опубликовано: бюллетень 33 от 27.11.2008 г.
3. Патент RU №2382237, подача заявки 04.06.2008, начало действия патента 04.06.2008, публикация патента 20.02.2010.
4. Патент РФ №90121, E21B 43/14. Дата публикации заявки: 2008.12.29. Опубликовано 2009.12.27.