УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНЕ (ВАРИАНТЫ)

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины штанговыми насосами на месторождениях углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами.
Известна установка для одновременной насосной эксплуатации двух пластов в скважине без смешения их продукции (Сафин В.А., Нугаев Р.Я. сборник «Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину», ЦНТИИТЭнефтегаз, Москва, 1964 г.), включающая установленный выше пакера штанговый насос дифференциального типа, нижняя часть которого включает вставной насос с замковой опорой, а верхняя часть состоит из цилиндра и плунжера, при этом плунжеры обеих частей соосно соединены между собой полым штоком. При работе установки вставной насос нижней части откачивает продукцию нижнего пласта в колонну лифтовых через полый шток и плунжер, а продукция верхнего
пласта через всасывающий клапан, межплунжерное пространство и нагнетательный клапан поступает в затрубное пространство.
Недостатком данной конструкции является то, что она не обеспечивает выпуск газа из приемов насоса и поэтому может использоваться только на скважинах с низким газовым фактором при значительном погружении насоса под динамические уровни продукции пластов. Кроме того, конструкция не обеспечивает возможность проведения гидродинамических исследований пластов и возможность проведения ряда технологических операций, необходимых при разработке трудноизвлекаемых запасов.
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемому устройству является насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ №49573, кл. Е 21 В 43/14 от 27.11.2005 г.), включающая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер и два последовательно установленных штанговых насоса с соответствующими всасывающими и нагнетательными клапанам, плунжеры которых, имеющие внутренние каналы, соосно соединены между собой полым штоком, причем цилиндр верхнего насоса в нижней части герметично отделен от цилиндра нижнего насоса, а в верхней части он также герметично отделен от полости лифтовых труб узлами герметизации, при этом выкид добываемой жидкости из нижнего пласта осуществляется через сквозной канал, сообщающийся с полым плунжером нижнего цилиндра, полый полированный шток, полый плунжер верхнего насоса и внутренний канал колонны полых штанг, а выкид добываемой жидкости из верхнего пласта осуществляется через боковой дополнительный канал (байпас), расположенный вдоль цилиндра верхнего насоса, в полость лифтовых труб.
Недостатком данной конструкции является то, что наличие узлов герметизации усложняет конструкцию оборудования скважины и снижает ее надежность при эксплуатации, одновременно усложняя проведение технологических операций, например, при промывке полых штанг, требующей
обязательной разгерметизации скважины. Кроме того, в данной конструкции отсутствуют элементы оборудования, позволяющие проводить гидродинамические исследования пластов.
Целью создания данной полезной модели является упрощение конструкции установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине при монтаже и эксплуатации, без снижения ее надежности в работе, позволяющей проводить работы по промывке скважины без ее разгерметизации, а также расширение технических возможностей контроля за работой скважины, заключающееся в получении гидродинамических значений параметров нижнего пласта.
Указанная цель достигается тем, что внутренняя поверхность соединительного патрубка, плунжеры верхнего и нижнего насосов образуют вокруг полого штока межплунжерную полость переменного объема, сообщающуюся через приемный клапан с затрубным надпакерным пространством, а через байпас цилиндра верхнего насоса и нагнетательный клапан сообщается с лифтовой полостью колонны НКТ, при этом в случае применения верхнего насоса с плунжером большего диаметра чем плунжер нижнего насоса, данная межплунжерная область является только полостью всасывания, а лифтовая полость колонны является полостью нагнетания, а в случае применения верхнего насоса с плунжером меньшего диаметра чем плунжер нижнего насоса, данная полость является полостью нагнетания и всасывания одновременно.
Указанная цель достигается также и тем, что вдоль наружной поверхности цилиндров насосов закреплен погружной кабель с капиллярными трубками и токопроводящими жилами, нижний конец которого установлен в хвостовике на приеме нижнего насоса в подпакерном пространстве, позволяющем контролировать забойное давление, температуру и обводненность нижнего пласта, а также обеспечивать дозированную подачу реагентов, необходимых
для откачки трудноизвлеканмых запасов, и производить стравливание газа с приема нижнего насоса.
Сущность полезной модели поясняется чертежами (Фиг.1-2).
Вариант 1 установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (Фиг.1): верхний насос - большего диаметра, нижний насос - меньшего диаметра, плунжеры находятся в крайнем нижнем положении. Вариант 2 установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (Фиг.2): верхний насос - меньшего диаметра, нижний насос - большего диаметра, плунжеры находятся в крайнем нижнем положении.
Установка для одновременно - раздельной эксплуатации двух пластов (фиг.1-2) включает колонну лифтовых труб 1, установленные на ней верхний 2 и нижний 3 насосы, и соответственно, эксплуатирующие верхний и нижний пласты, цилиндры которых соединены с образованием сквозного внутреннего канала с помощью соединительного патрубка 4, имеющего на концах соединительную наружную и внутреннюю резьбу. Пакер, разобщающий верхние и нижние пласты, установлен на хвостовике 5. Плунжер 6 верхнего насоса 2 выполнен полым и соединен полым штоком 7 с полым плунжером 8 нижнего насоса 3. Внутренняя поверхность соединительного патрубка 4, плунжер 6 верхнего насоса 2 и плунжер 8 нижнего насоса образуют вокруг полого штока межплунжерную полость 9 переменного объема, представляющую из себя канал переменного сечения, который в верхней части равен диаметру плунжера верхнего насоса 2, а в нижней части равен диаметру плунжера нижнего насоса 3. К верхней части плунжера 6 присоединена штанговая полая колонна. Вдоль боковой наружной поверхности верхнего насоса 2 установлен байпас 10 с приемным 11 и нагнетательным 12 клапанами, при этом верхний конец байпаса 10 сообщен с полостью лифтовых труб 1 выше насоса, а нижний конец через межплунжерную полость 9 и приемный клапан 11 сообщен с верхним пластом. В нижней части нижнего насоса 3 расположен приемный клапан 13, а
в нижней части полого плунжера 8 соосно расположен нагнетательныый клапан 14.
На внешней поверхности лифтовых труб 1, с поверхности в полость хвостовика 5 на прием нижнего насоса 3, проложен кабель 15 с токопроводящими жилами, присоединенными к манометру - термометру - влагомеру скважинному 16 и капиллярными трубками, одна из которых оснащена обратным клапаном в нижнем торце, а верхним торцом подключена к оборудованию для подачи реагентов, другая трубка оснащена на верхнем торце газоотводным клапаном.
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом:
Фиг.1 (вариант 1): верхний насос - большего диаметра, нижний насос - меньшего диаметра. При движении штанговой колонны и плунжеров 6 и 8 вверх, жидкость из нижнего пласта поступает через открывающийся приемный клапан 13 в полость нижнего насоса. Жидкость из верхнего пласта поступает через приемный клапан 11 байпаса 10 в межплунжерную полость 9, при этом поступление жидкости из пластов происходит независимо от соотношения пластовых давлений. При достижении крайнего верхнего положения, плунжеры 6 и 8 меняют направление движения и в момент начала движения плунжеров вниз, приемный клапан 13 нижнего насоса и приемный клапан 11 байпаса 10 закрываются, а соответствующий нагнетательный клапан 14 нижнего насоса 3 и нагнетательный клапан 12 байпаса 10 открываются, и жидкость нижнего пласта из подплунжерной полости нижнего насоса 3 нагнетается через канал, образованный полым плунжером 8, полым штоком 7, полым плунжером 6 верхнего насоса 2, полой колонной насосных штанг в выкидную линию скважины, а жидкость из межплунжерной полости 9, за счет уменьшения ее объема, вытесняется верхним плунжером 6 через байпас 10 в колонну лифтовых труб 1.
Фиг.2 (вариант 2): верхний насос - меньшего диаметра, нижний насос - большего диаметра. При движении штанговой колонны и плунжеров 6, 8
вверх, открывается приемный клапан 13 нижнего насоса и нагнетательный клапан 12 байпаса 10, при этом жидкость из нижнего пласта поступает в полость нижнего насоса 3, а жидкость из межплунжерной полости 9, в связи с уменьшением ее объема при входе в нее нижнего плунжера большего диаметра и выходе из нее верхнего плунжера меньшего диаметра, нагнетается через канал, образованный байпасом 10 и лифтовыми трубами 1, в выкидную линию. При достижении верхнего положения, плунжера 6 и 8 меняют направление движения и в момент начала движения плунжеров вниз приемный клапан 13 нижнего насоса закрывается, а приемный клапан 11 байпаса 10 открывается, нагнетательный клапан 14 нижнего насоса открывается, а нагнетательный клапан 12 байпаса закрывается, и жидкость из подплунжерной полости нижнего насоса 3 нагнетается через канал, образованный полым плунжером 8, полым штоком 7, полым плунжером 6, полой колонной насосных штанг в выкидную линию скважины. Приемный клапан 11 байпаса 10 открывается и жидкость из верхнего пласта поступает в межплунжерную полость 9 в связи с увеличением ее объема при входе в нее верхнего плунжера 6 меньшего диаметра и одновременным выходом из нее нижнего плунжера 8 большего диаметра.
Таким образом, при повторяющихся рабочих циклах насосов жидкость двух пластов при любом соотношении пластовых давлений одновременно-раздельно подается на поверхность и замеряется расходомерами.
Поскольку затрубная полость скважины не занята потоком жидкости, гидродинамические исследования верхнего пласта, например, отбивка динамических уровней, осуществляется обычным способом, обычным способом проводится также промывка лифтовых труб. Гидродинамические исследования нижнего пласта и технологические операции при эксплуатации трудноизвлекаемых запасов нижнего пласта выполняются по кабелю 15, например, забойное давление регистрируется манометром - термометром - влагомером скважинным 16, подключенным к токопроводящим жилам кабеля,
а борьба с парафином осуществляется путем дозирования реагентов по первой капиллярной трубке на прием нижнего насоса с установленного на поверхности оборудования подачи реагентов, при этом отвод газа осуществляется по второй капиллярной трубке с газоотводным клапаном. Манометр скважинный, присоединенный к кабелю 15, обеспечивает регистрацию изменения во времени значений давления и температуры нижнего пласта в энергонезависимой памяти, а также передачу данных по кабелю в компьютер и скачивание ранее сохраненной информации. Для сохранности законцовки кабеля 15 с торцами капиллярных трубок и манометром скважинным при спускоподъемных операциях, законцовка кабеля с манометром размещена в полости хвостовика 5.
Таким образом, разработанная установка позволяет одновременно эксплуатировать два пласта с трудноизвлекаемыми запасами, при этом установка обеспечивает эксплуатацию пластов независимо от соотношения пластовых давлений и свойств добываемых флюидов, так как подача флюидов на поверхность осуществляется независимо, без смешивания по различным каналам, конструкция обеспечивает возможность раздельных и независимых гидродинамических исследований пластов и их дебита, а также технологических операций, необходимых для успешной разработки трудноизвлекаемых запасов. Выполнение установки без узлов герметизации полого штока повышает надежность ее работы. Конструкция разработанной установки в полной мере соответствует техническим требованиям по одновременно-раздельной разработке пластов с трудноизвлекаемыми запасами.