УСТРОЙСТВО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.
Известно устройство добычи нефти (патент RU №2290497, МПК E21B 43/14, опубл. 27.12.2006), включающее два насоса, установленные на различных глубинах, в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже. Перфорацию обсадной колонны скважины проводят под пакером в пласте. Вход в верхний насос и вход в нижний насос, т.е. отверстия в колонне труб, соединяющих насосы, размещают вблизи насосов.
Известна установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2499133, МПК E21B 43/14, опубл. 20.11.2013), ближайшая по технической сущности к заявляемому устройству и принятая за прототип, содержащая электроцентробежный насос с дополнительной секцией, расположенной снизу погружного электродвигателя на одном валу с ним и имеющей канал в корпусе для выхода жидкости нижнего пласта в надпакерное пространство скважины, гидрозащиту, приемный патрубок для отбора жидкости нижнего пласта с пакером, установленным между верхним и нижним пластами, причем между приемным патрубком для отбора жидкости нижнего пласта и дополнительной секцией насоса установлена входная труба, которая заканчивается проходным плунжером и имеет перегородку, выше которой расположен канал для поступления расслоившейся попутно-добываемой воды в приемную часть дополнительной секции насоса, а ниже перегородки расположен канал, сообщенный с каналом на выходе дополнительной секции с помощью плоской трубы, а приемный патрубок установки имеет в верхней части цилиндр, образующий с плунжером трубы пару трения и заканчивающийся воронкой-сепаратором, причем верхняя кромка воронки-сепаратора расположена выше канала поступления расслоившейся воды во входную трубу.
Однако, известные аналоги не достаточно эффективны при работе в высокообводненных скважинах, т.к. не дают возможности индивидуального регулирования напорно-расходных характеристик (на различных частотах вращения вала насоса) закачки воды в нижележащий пласт и добычи нефти.
Существенными отличиями от прототипа являются:
- применение винтовых насосов, что позволяет эксплуатировать устройство на малых номинальных частотах - 1500 об/мин. ЭЦН работает на номинальной частоте 2975 об/мин;
- применение протектора и компенсатора. Протектор предназначен для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость, а компенсатор - компенсировать утечки масла и его тепловых изменений при работе электродвигателя и его остановках;
- применение обратного клапана предотвращает попадание твердых частиц в нижний насос при остановке оборудования.
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является создание устройства для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью.
Технический результат достигается устройством, состоящим из:
- верхнего насосного блока, выполненного с возможностью откачки нефти из обводненного пласта, и включающего в себя верхний винтовой насос и верхний электродвигатель,
- и нижнего насосного блока, выполненного с возможностью откачки жидкости из обводненного пласта в нижележащий, и включающего в себя нижний винтовой насос и нижний электродвигатель,
при этом верхний винтовой насос на выкиде соединен с верхним соединительным элементом, а на приеме - с гидрозащитой и со средним соединительным элементом,
а нижний винтовой насос на приеме соединен с протектором и со средним соединительным элементом, а на выкиде - с обратным клапаном для предотвращения обратного оттока жидкости в обводненный пласт, и нижним соединительным элементом, который, в свою очередь, соединен с перфорационной трубой для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний винтовой насос,
причем на нижнем соединительном элементе установлен уплотнительный элемент, выполненный с возможностью установки между обводненным и нижележащим пластами.
Верхним соединительным элементом является верхний участок НКТ, средним соединительным элементом является средний участок НКТ, нижним соединительным элементом является нижний участок НКТ, а в качестве уплотняющего элемента служит пакер.
Винтовые насосы содержат входные модули, в качестве которых служит приемная сетка.
Над нижним электродвигателем расположен компенсатор.
Гидрозащита содержит фланцевую головку.
На выкиде верхнего и нижнего винтовых насосов установлены соответственно верхний и нижний глубинные датчики или средства телеметрии.
3
Нижний винтовой насос выполнен с возможностью перекачивания скважинной жидкости со скоростью 0,44 л/с или 38 м/сут.
Устройство выполнено с возможностью соединения с наземным оборудованием, включающим в себя станцию управления с преобразователем частоты.
Устройство соединено со станцией управления с помощью трубопроводной обвязки, на устье которой установлен манометр.
Вместе с манометром или вместо манометра установлен дополнительный датчик давления, связанный со станцией управления.
Заявляемое устройство поясняется на фигуре, на которой показаны следующие позиции:
1 - верхний соединительный элемент (НКТ);
1′ - средний соединительный элемент (НКТ′);
1′′ - нижний соединительный элемент (НКТ′′);
2 - верхний глубинный датчик;
2′ - нижний глубинный датчик;
причем глубинные датчики 2 и 2′ используются типа УГПК, вместо которых также может использоваться система телеметрии типа ТМСПР;
3 - манометр, установленный на устье трубопроводной арматуры для визуального контроля давления. Вместе с манометром может быть установлен датчик давления для подачи сигнала на СУ с ПЧ;
4 - верхний винтовой насос для добычи нефти;
4′ - нижний винтовой насос для закачки жидкости;
5 - гидрозащита ПМ92ДМ с головкой ЭВН (вместо корпусной головки ставится фланцевая), объединяющая функции компенсатора и протектора;
6 - верхний маслонаполненный электродвигатель МЭД; (и)
6′ - нижний маслонаполненный электродвигатель МЭД;
причем типоразмер электродвигателей ХХ-117/4М подбирается в зависимости от необходимой мощности;
7 - компенсатор МКВ 52 (или 51), предназначенный для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе электродвигателей 6 и 6′ и его остановках;
8 - протектор МПВ 52, предназначенный для защиты маслонаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость;
9 - обратный клапан для предотвращения обратного оттока жидкости в обводненный пласт при остановке работы нижнего насоса 4′;
10 - перфорационная труба для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний насос при остановке и при работе - для защиты от размывания нижнего пласта;
11 и 11′ - станции управления с преобразователем частот (СУ с ПЧ) для контроля за технологическими параметрами и защиты по ним, управления элементами устройства;
12 - уплотнительный элемент для разделения двух сред (пакер).
Все элементы устройства жестко соединены между собой:
- верхний винтовой насос 4 - с гидрозащитой 5 и верхним электродвигателем 6, на выкиде соединен с верхним глубинным датчиком 2 и верхним соединительным элементом 1,
- нижний винтовой насос 4′ - с проектором 8 и с нижним электродвигателем 6′, а на выкиде - с глубинным датчиком 2′, далее обратный клапан 9, нижний соединительный элемент 1′′, который, в свою очередь, соединен с перфорационной трубой 10.
Нижний соединительный элемент 1′′ содержит на своей поверхности уплотнительный элемент 12.
Заявляемое устройство является внутрискважинным, на фигуре состоит из позиций 1, 1′, 1′′, 2, 2′, 4, 4′, 5, 6, 6′, 7, 8, 9, 10, 12 и имеет возможность соединения с СУ 11, 11′ и трубопроводной обвязкой, с установленным на ней манометром 3.
В качестве насосов могут использоваться также электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые работают на номинальной частоте 2975 об/мин.
Применение винтовых насосов 4 и 4′ позволяет эксплуатировать устройство на малых номинальных частотах 1500 об/мин.
Нижний насос 4′ используется для закачки жидкости из обводненного пласта в нижележащий пласт.
Верхний насос 4 используется для откачки поднявшейся пленки нефти на поверхность.
Перфорационная труба 10 предотвращает попадание крупных твердых частиц в нижний винтовой насос при остановке оборудования, а при его работе - предотвращает размывание нижнего пласта.
Гидрозащита 5 применяется для защиты электродвигателя 6 от попадания в него скважинной пластовой жидкости или нефти.
Гидрозащита 5 объединяет в себе функции протектора 8 и компенсатора 7.
Гидрозащита 5 ставится под верхним винтовым насосом 4, а протектор 8 - над нижним винтовым насосом 4′.
Протектор 8 установлен под нижним электродвигателем 6′ для защиты его от проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость.
Компенсатор 7 установлен над нижним электродвигателем 6′ для компенсации утечек масла и его тепловых изменений при работе нижнего электродвигателя 6′ и его остановках.
Винтовые насосы 4 и 4′ имеют входные модули, куда поступает жидкость или нефть. В качестве входного модуля служит приемная сетка.
Винтовые насосы 4 и 4′ подбираются в зависимости от производительности скважины и напора скважинной жидкости.
В одном из вариантов реализации устройства нижний винтовой насос 4′ имеет большую производительность и напор из-за высокой обводненности скважины, чем верхний винтовой насос 4, имеющий более низкие характеристики из-за небольшого дебита нефти. То есть валы этих двух насосов 4 и 4′ могут вращаться на разных частотах.
Перфорационная труба 10 устанавливается после нижнего соединительного элемента 1′′ и обратного клапана 9 для предотвращения попадания крупных твердых частиц в нижний винтовой насос 4′ при его останове, а при его работе - защищает от размывания нижний пласт.
Глубинные датчики 2 и 2′ позволяют вести контроль за давлением на приеме насосов 4 и 4′.
Предварительно перед началом работы устройства осуществляют подготовку скважины следующим образом.
При достижении на последней стадии разработки обводненности скважин 99% производят остановку скважины.
Проверяют остановленную скважину на соответствие следующим критериям:
- обводненность скважины - 93-99%;
для ее определения отбирают пробы и в лабораторных условиях измеряют обводненность;
- наличие нижележащего пласта, в который можно осуществить закачку продукции.
При удовлетворении указанным критериям, осуществляют спуск и установку устройства в скважину.
Устройство работает следующим образом:
- спускают устройство в скважину, и позиционируют его таким образом, чтобы:
- уплотнительный элемент 12 располагался между пластами;
- нижний насос 4′ - в обводненном пласте, а верхний насос 4 над обводненным пластом;
- перфорационная труба 10 - в нижележащем пласте.
После спуска устройства запускают электродвигатели 6 и 6′, и далее
- с помощью нижнего винтового насоса 4′ откачивают жидкость из обводненного пласта в нижележащий (сверху-вниз) через перфорационную трубу 10;
- вытесненную на поверхность нефть откачивают верхним винтовым насосом 4.
При этом ведут контроль давлений на выкиде насосов 4 и 4′ с помощью глубинных датчиков 2 и 2′, либо средств телеметрии, устанавливаемых на выкиде насосов 4 и 4′.
При необходимости контроль давлений во внутренней полости соединительного элемента 1 устройства ведут с помощью манометра и датчика давления 3, установленного на устье трубопроводной арматуры. Внутренняя полость средней НКТ 1′ применяется для соединения верхнего электродвигателя 6 и компенсатора 7.
Контроль давления во внутренней полости нижней НКТ 1′′ ведут с помощью нижнего глубинного датчика 2′.
С помощью полученных параметров давления контролируют напорные характеристики насосов 4 и 4′. Допустимые и недопустимые параметры давления устанавливают в зависимости от условий и требований закачки.
Гидрозащита 5 и протектор 8 препятствуют попаданию скважинной пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателей 6 и 6′ соответственно.
Компенсатор 7 компенсирует утечки масла и тепловые изменения в нижнем электродвигателе 6′ при его работе и остановках.
Перфорационная труба 10 предотвращает попадание крупных твердых частиц в нижний насос 4′ при его останове, при работе - защищает от размывания нижний пласт.
Обратный клапан 9 препятствует обратному оттоку жидкости в обводненный пласт при остановке работы нижнего насоса 4′.
При откачивании жидкости из вышележащего обводненного пласта нижним насосом 4′ в нижележащий пласт, пленка нефти, находящаяся в обводненном пласте, под гравитационным воздействием поднимается в верхние слои обводненного пласта, которую затем откачивают верхним насосом 4 на поверхность.
При этом дополнительно контролируют динамический уровень жидкости с помощью эхолота ГЕОСТАР. При его снижении до критического уровня спуска верхнего насоса 4 происходит автоматическое отключение энергии, откачку нефти прекращают до восстановления уровня. Время восстановления уровня зависит от дебита нефти.
3
Одновременно с откачкой пленки нефти на поверхность происходит закачка скважинной жидкости с помощью нижнего насоса 4′ в нижележащий пласт из обводненного. В одном из вариантов скорость нисходящего потока закачиваемой скважинной жидкости составляет 0,44 л/с или 38 м/сут.
При движении жидкости с малой вязкостью (пластовая вода) и с небольшой скоростью наблюдается ламинарный режим течения в обводненном пласте. Поэтому вероятность перемешивания в обводненном пласте пластовой воды и пленки нефти ничтожно мала.