УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ С ДВУМЯ ПЛАСТАМИ
DEVICE FOR SIMULTANEOUS AND SEPARATE OPERATION OF WELL WITH TWO FORMATIONS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом. Установка снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса. Установка имеет канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и канал для приема и перекачки жидкости штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель электропогружного насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. При недопустимости смешения жидкости верхнего и нижнего пластов штанга верхнего насоса выполнена полой с возможностью приема и перекачки жидкости штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство, канал с обратным клапаном и штангу, а электропогружным насосом - через хвостовик, кожух, переводник и колонну лифтовых труб. (Патент RU №2339798 C2. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты). - МПК E21B 43/14. - Опубл. 27.11.2008). Данная насосная установка принята за прототип.
Недостатком известной насосной установки, принятой за прототип, является сложность проведения монтажа насосной установки в стволе скважины из-за совмещения и закрепления хвостовика в пакере, установленном в стволе скважины.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважины путем определения оптимального режима ее работы и сокращение времени на монтаж технологического оборудования скважины за счет обеспечения возможности монтажа насосов совместно с пакером.
Техническим результатом является упрощение монтажа технологического оборудования скважины и повышение эффективности эксплуатации скважины при надежном и оптимальном регулировании ее работы в режиме реального времени.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами, содержащем пакер, два насоса, верхний из которых выполнен гидропоршневым, соединенный плунжером со штангой привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб, последняя, в свою очередь, сопряжена с цилиндром гидропоршневого насоса, а нижний насос - центробежным погружным, который герметично соединен с кабелем электропитания привода, втулку, образующую со стволом скважины межтрубное пространство, сообщающееся с верхним пластом скважины, а с цилиндром гидропоршневого насоса - кольцевой канал сообщения выхода центробежного погружного насоса с колонной насосно-компрессорных труб через отверстия, выполненные в стенке цилиндра, гидравлический насадок для сообщения межтрубного пространства с гидропоршневым насосом и хвостовик, герметично расположенный в пакере, согласно предложенному техническому решению,
цилиндр гидропоршневого насоса соединен с колонной насосно-компрессорных труб посредством верхнего переводника, ограничивающего верхний торец втулки, а хвостовик верхним торцом присоединен к втулке посредством нижнего переводника, ограничивающего нижний торец втулки, нижним торцом хвостовик соединен с выходом центробежного погружного насоса, к приводу которого пристыкован блок телеметрии для измерения параметров давления, температуры и жидкостного сопротивления нижнего пласта, соединенный кабелем связи с устройством индикации измеряемых параметров, размещенным над скважиной, при этом кабель связи блока телеметрии и кабель электропитания центробежного погружного насоса герметично проведены через пакер, для чего в цилиндрической стенке пакера выполнен узел герметизации кабелей электропитания и связи;
блок телеметрии расположен на уровне нижнего пласта скважины.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественных всем признакам заявленного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».
На приведенной фигуре показана компоновка устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами.
Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами содержит гидропоршневой насос 1, соединенный плунжером 2 со штангой 3 привода, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб 4, центробежный погружной насос 5, с приводом 6, соединенным с кабелем 7 электропитания через узел герметизации 8, пакер 9, разобщающий верхний I и нижний II пласты скважины, и втулку 10, ограниченную верхним переводником 11 и нижним переводником 12, образующую со стволом 13 скважины межтрубное пространство 14, сообщающееся с верхним пластом I скважины, и с цилиндром 15 гидропоршневого насоса 1 - кольцевой канал 16 для сообщения выхода центробежного погружного насоса 5 с колонной насосно-компрессорных труб 4 через отверстия 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1. Плунжер 2 выполнен с нагнетательным клапаном 18. Верхний переводник 11 соединяет цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 с колонной насосно-компрессорных труб 4. Цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 торцом сопряжен с гидравлической насадкой 19 с обратным клапаном 20 для сообщения межтрубного пространства 14 с гидропоршневым насосом 1. Нижний переводник 12 соединяет цилиндр 15 гидропоршневого насоса 1 с хвостовиком 21, герметично расположенным в пакере 9, за которым хвостовик 21 соединен с выходом центробежного погружного насоса 5, с противоположной стороны которого пристыкован блок телеметрии 22 для измерения параметров давления P, температуры T и жидкостного сопротивления R нижнего пласта II, соединенный кабелем связи 23 для передачи измеряемых параметров на устройство индикации, расположенное в устье скважины (условно не показано). Кабель связи 23 и кабель 7 электропитания привода 6 центробежного погружного насоса 5 проведены через узел герметизации 24, выполненный на цилиндрической стенке пакера 9. Блок телеметрии 22 расположен на уровне нижнего пласта II скважины. Если жидкости пластов I и II не допускают смешения, штангу 3 привода гидропоршневого насоса 1 выполняют полой, через которую полость плунжера 2 гидропоршневого насоса 1 сообщается с устьем скважины отдельно от колонны насосно-компрессорных труб 4.
Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами работает следующим образом.
Сначала соединяют выход центробежного погружного насоса 5 с хвостовиком 21. К приводу 6 центробежного погружного насоса 5 пристыковывают блок телеметрии 22. К приводу 6 посредством узла герметизации 8 присоединяют кабель 7 электропитания центробежного погружного насоса 5, а к блоку телеметрии 22 также герметично присоединяют кабель 23 связи блока телеметрии 22 с устройством индикации, расположенным в устье скважины. На хвостовик 21 насаживают пакер 9 и закрепляют на хвостовике 21. Посредством узла герметизации 24 на пакере 9 закрепляют кабели 7 и 23. Над устьем скважины хвостовик 21 соединяют с колонной насосно-компрессорных труб 4 и центробежный погружной насос 5 с приводом 6 и пристыкованным к нему блоком телеметрии 22, с кабелями электропитания 7 и связи 20 опускают в ствол 13 скважины на глубину, соответствующую уровню расположения нижнего пласта II скважины и хвостовик 21 вместе с пакером 9 закрепляют в стволе 13 скважины возвратно-поступательным импульсным движением хвостовика 21. Затем колонну насосно-компрессорных труб 4 отсоединяют от хвостовика 21 и удаляют из скважины.
После этого собирают втулку 10 с гидропоршневым насосом 1. Цилиндр 15 размещают во втулке 10 и закрепляют в ней посредством верхнего переводника 11 таким образом, чтобы гидравлическая насадка 19 на нижнем торце цилиндра 15 каналом совместилась с окном во втулке 10. Затем над устьем скважины гидропоршневой насос 1 плунжером 2 присоединяют к штанге 3, последнюю размещают в колонне насосно-компрессорных труб 4, которую соединяют с верхним переводником 11. С помощью колонны насосно-компрессорных труб 4 втулку 10 с гидропоршневым насосом 1 опускают вдоль кабелей 7 и 23 в ствол 13 скважины до упора нижним переводником 12 в хвостовик 21, на котором закрепляют втулку 10 с гидропоршневым насосом 1 посредством нижнего переводника 12. Таким образом устанавливается устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины.
Эксплуатация скважины осуществляется как одновременно-раздельно, так и поочередно. Жидкость из верхнего пласта I поступает через межтрубное пространство 14, гидравлическую насадку 19 и обратный клапан 20 на вход гидропоршневого насоса 1, плунжером 2 которого посредством нагнетательного клапана 18 и возвратно-поступательного перемещения штанги 3 жидкость перемещается в полость колонны насосно-компрессорных труб 4. Из нижнего пласта II жидкость поступает в центробежный погружной насос 5 с приводом 6 от электроэнергии, подаваемой по кабелю 7 от внешнего источника энергии над устьем скважины. Из центробежного погружного насоса 5 жидкость перемещается по хвостовику 21, минуя пакер 9, в кольцевой канал 16, из которого через отверстие 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1 поступает в полость колонны насосно-компрессорных труб 4, в которой, при одновременной эксплуатации пластов I и II скважины, жидкости смешиваются между собой. При регламентированной эксплуатации пластов I и II скважины, жидкости поступают в полость колонны насосно-компрессорных труб 4 поочередно в соответствии с принятым регламентом эксплуатации пластов I и II скважины с гидропоршневым насосом 1 или центробежным погружным насосом 5. Блок телеметрии 22 контролирует параметры давления P, температуры T и жидкостного сопротивления R нижнего пласта II, и данные измерений передаются по кабелю связи 23 на устройство индикации, расположенное в устье скважины. Если при одновременно-раздельной эксплуатации скважины жидкости пластов I и II не допускают смешения, то штангу 3 привода гидропоршневого насоса 1 выполняют полой, по которой жидкость поступает в устье скважины из пласта I через межтрубное пространство 14, гидравлическую насадку 19 с обратным клапаном 20, цилиндр 15 и плунжер 2 гидропоршневого насоса 1 с нагнетательным клапаном 18, а жидкость из пласта II скважины поступает в устье по колонне насосно-компрессорных труб 4 посредством центробежного погружного насоса 5 через хвостовик 21, минуя пакер 9, кольцевой канал 16 и отверстие 17 в цилиндре 15 гидропоршневого насоса 1.
Использование заявленного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации скважины из двух пластов позволит значительно упростить монтаж технологического оборудования скважины и повысить эффективность эксплуатации скважины при надежном и оптимальном регулировании ее работы в режиме реального времени.