СКВАЖИННАЯ ПАКЕРНАЯ УСТАНОВКА И УСТРОЙСТВО ОТВОДА ГАЗА ДЛЯ НЕЕ
DOWNHOLE PACKER INSTALLATION AND DEVICE FOR GAS EXTRACTION FOR IT

Изобретение относится к скважинной эксплуатации месторождений углеводородов и может быть использовано в конструкции скважинной пакерной установки при извлечении флюида и отвода газа одновременно.
Известна скважинная пакерная установка, которая включает спущенный в скважину на колонне труб насос для извлечения флюида и пакер, разделяющий изолируемый интервал снизу от приема насоса (см. описание изобретения к патенту РФ №2331758 «Скважинная пакерная установка с насосом (варианты)», МПК E21B 3/00, опубликовано 20.08.2008., вариант 5, фиг.14). В варианте 5 установки колонна труб в нижней своей части, у насоса флюида, содержит перепускное устройство, по крайней мере, с одним радиальным каналом, связывающим затрубное пространство у насоса флюида с продольной полостью колонны труб. Эта установка содержит также размещенную в колонне труб над насосом флюида трубу меньшего диаметра, установленную соосно с колонной труб, которая связана нижней частью своей внутренней полости с выкидом насоса и которая образует с колонной труб продольные каналы. Продольные каналы связаны через радиальные каналы перепускного устройства с затрубным пространством. Верхняя часть трубы меньшего диаметра соединена с устройством для отвода газа - эжекторным струйным насосом, который выполнен с приемной камерой в виде ниппеля с посадочной поверхностью и с рабочим органом с соплом, смесительной камерой и диффузором. Приемная камера эжекторного насоса связана через продольный канал, образованный трубой меньшего диаметра и колонной труб, и через радиальные каналы перепускного устройства с затрубным пространством.
При снижении давления на приеме насоса ниже давления насыщения из флюида выделяется свободный газ, отвод которого из пространства под пакером осуществляется через нижнее перепускное устройство по его радиальным каналам с помощью струйного эжекторного насоса. В противном случае газ, скапливающийся ниже приема насоса флюида, может вызвать резкое уменьшение отбора флюида за счет выдавливания газом уровня жидкости ниже приема насоса флюида. При поломке или засорении струйного насоса его необходимо извлекать, промывать и устанавливать обратно, что может привести к необходимости извлечения пакера и ведет к дополнительным трудозатратам и увеличению времени ремонта скважины. Если струйный насос установлен выше пакера, то существует проблема соединения посадочного ниппеля струйного насоса с пакером так, чтобы приемный штуцер ниппеля струйного насоса совпал с газоотводной трубкой. Существует также проблема установки нижней части трубы меньшего диаметра с обеспечением ее точного герметичного соединения с перепускным устройством. Плохая посадка насоса или плохая установка трубы ухудшит надежность соединения камеры смешения струйного насоса с подпакерным затрубным пространством или надежность соединения трубы меньшего диаметра с перепускным устройством, что снизит эффективность отбора газа из-под пакера, следовательно, и эффективность отбора флюида. Извлечение струйного насоса, размещенного под пакером, является еще более сложной процедурой и возможно в случае, если диаметр проходного сечения пакера будет больше габаритных размеров самого насоса. Обостряется также проблема соединения струйного насоса с перепускным устройством. Все это вызывает простои оборудования и приводит к снижению эффективности работы скважины, к дополнительным трудозатратам, увеличению себестоимости добычи углеводородов.
Известна скважинная пакерная установка, включающая колонну труб, оснащенную перепускным устройством с, по крайней мере, одним радиальным каналом и продольным каналом, спущенный в скважину на колонне труб насос подачи флюида и пакер, который разделяет изолируемый интервал снизу от приема насоса (см. описание изобретения к патенту РФ №2331758 «Скважинная пакерная установка с насосом (варианты)», МПК E21B 3/00, опубликовано 20.08.2008., вариант 2, фиг.8). Перепускное устройство расположено на колонне труб ниже пакера. В полость колонны труб опущена труба меньшего диаметра, установленная концентрически или эксцентрически, которая герметично соединена нижним концом с перепускным устройством. Верхним концом труба меньшего диаметра соединена с устьевым оборудованием скважины для отбора газа или расположена свободно на заданной высоте над пакером, гидравлически соединяясь с полостью колонны труб. Функции устройства для отвода газа выполняет труба меньшего диаметра, связанная с перепускным устройством. Эта установка является наиболее близким аналогом. Ее устройство для отвода газа является наиболее близким аналогом устройства отвода газа в соответствии с изобретением.
Описанная конструкция также не снимает проблемы точной установки нижней части трубы меньшего диаметра для герметичного ее соединения с перепускным устройством. Конструкция является сложной, громоздкой, т.к. через продольный канал пакера проходят дополнительные трубы разного диаметра, связанные с радиальными каналами перепускных устройств. Работа пакера такой конструкции вызывает необходимость установки в процессе работы регулирующих клапанов, глухих пробок, заглушек, перепускных циркуляционных клапанов, что дополнительно усложняет как конструкцию пакера, так и его подготовку к работе. Установка клапанов со смещением от оси колонны с помощью специального инструмента сама по себе является отдельной проблемой.
Задачей изобретения является обеспечение устойчивой работы насоса для подачи флюида без срывов рабочего режима, повышение надежности работы скважинной пакерной установки путем обеспечения постоянного отвода газа из затрубного пространства под пакером - над приемом насоса, упрощение конструкции устройства для отвода газа, повышение технологичности монтажа и обслуживания скважинной пакерной установки.
Задача решается конструкцией скважинной пакерной установки, включающей
- колонну насосно-компрессорных труб скважины,
- спущенный в скважину на колонне труб выполненный с полостью пакер, который разделяет изолируемый интервал снизу от приема насоса,
- устройство для отвода газа, установленное в полости пакера соосно с ним,
- устройство для отвода газа включает соединенные между собой, по крайней мере, один нижний радиальный канал и, по крайней мере, один продольный канал перепускного устройства - радиальный и продольный перепускные каналы для отвода газа,
- нижний перепускной радиальный канал связывает продольный канал устройства для отвода газа с затрубным пространством скважины ниже пакера, с обеспечением герметичности мест их соединения, т.е. с герметизацией сопрягаемых поверхностей,
- перепускной продольный канал связывает выход нижнего перепускного радиального канала с верхней частью полости пакера, следовательно, с верхней полостью колонны труб,
- верхним концом устройство для отвода газа гидравлически соединено с полостью колонны труб.
Отличием изобретения по отношению к прототипу является следующее.
- нижний перепускной радиальный канал выполнен не под пакером, а в нижней части пакера,
- устройство отвода газа выполнено из двух частей, нижней и верхней, обе цилиндрической формы,
- цилиндрическая верхняя часть устройства отвода газа выполнена наружным диаметром, равным внутреннему диаметру ствола пакера, с обеспечением герметичности места их соединения,
- цилиндрическая нижняя часть устройства отвода газа выполнена с внешним диаметром меньше внутреннего диаметра ствола пакера,
- и установлена с образованием между своей внешней цилиндрической поверхностью и внутренней цилиндрической поверхностью ствола пакера, по крайней мере, одного продольного перепускного канала,
- нижний конец нижней части устройства отвода газа снабжен буртиком, диаметр боковой наружной поверхности которого равен диаметру внутренней цилиндрической поверхности ствола пакера, с обеспечением герметичности места их соединения,
- устройство отвода газа установлено в пакере так, чтобы буртик был расположен ниже радиального перепускного канала пакера,
- нижняя часть устройства отвода газа отделена от верхней его части, по крайней мере, одним верхним радиальным перепускным каналом,
- верхний радиальный перепускной канал устройства отвода газа соединяет его продольный перепускной канал с верхней частью полости пакера,
- нижний конец верхней части устройства отвода газа и верхний конец нижней его части в зоне расположения (выхода) верхнего радиального перепускного канала выполнены с диаметром своих внутренних поверхностей меньше диаметра их внутренних поверхностей по отношению к их диаметрам в других их частях, с образованием зоны сужения полости устройства отвода газа.
Задача решается также конструкцией устройства отвода газа из затрубного пространства через продольную полость пакера на выход скважины, которое содержит:
- по крайней мере, один продольный канал для перепуска газа,
- продольный канал устройства для отвода газа герметично соединен своим нижним концом с нижним радиальным каналом для перепуска газа,
- верхним концом устройство для отвода газа гидравлически соединено с полостью колонны труб.
Отличием устройства для отвода газа в соответствии с изобретением по отношению к прототипу является следующее.
- устройство отвода газа выполнено из двух частей, нижней и верхней, обе цилиндрической формы,
- цилиндрическая верхняя часть выполнена наружным диаметром, равным внутреннему диаметру пакера,
- цилиндрическая нижняя часть устройства отвода газа выполнена с внешним диаметром меньше наружного диаметра цилиндрической верхней части устройства отвода газа, т.е. внутреннего диаметра ствола пакера,
- нижняя часть устройства отвода газа отделена от верхней его части, по крайней мере, одним верхним радиальным перепускным каналом, с возможностью соединения верхнего радиального канала устройства отвода газа с полостью устройства отвода газа, т.е. с верхней частью полости пакера,
- нижний конец нижней части устройства отвода газа снабжен буртиком, диаметр боковой наружной поверхности которого равен наружному диаметру верхней части устройства отвода газа,
- нижний конец верхней части устройства отвода газа и верхний конец нижней его части в зоне расположения (выхода) верхнего радиального перепускного канала выполнены с диаметром своих внутренних поверхностей меньше соответствующего диаметра других частей с образованием зоны сужения (камеры смешения).
На фигуре изображено продольное сечение пакерной установки, установленной на колонне насосно-компрессорных труб скважины, содержащей устройство отвода газа. Стрелками показано направление потоков флюида (стрелками с хвостами) и потоков отводимого газа (простыми стрелками).
Пакер 1 спущен на колонне 2 насосно-компрессорных труб скважины ниже изолируемого интервала 3 от приема насоса 4 подачи флюида. В нижней части пакера 1 выполнен радиальный канал 5 - нижний радиальный канал для перепуска газа, скапливаемого в затрубном пространстве 6. Пакер 1 установлен на колонне 2 труб скважины с опорой на внутреннюю поверхность трубы эксплуатационной колонны скважины с центратором 7, якорным плашечным узлом 8, на который посажен конус 9 пакера 1. Пакер 1 со своей внешней стороны для герметизации изолируемого интервала 3 снабжен упругими эластичными, например резиновыми, манжетами 10, которые взаимодействуют с упором 11. Пакер 1 выполнен с полостью 12. При использовании электроцентробежного насоса 4 подачи флюида он снабжен электрическим кабелем, расположенным в герметичном кабель-канале 13 на наружной стороне ствола пакера 1. Устройство 14 отвода газа установлено в полости пакера 1 соосно с ним. Устройство 14 отвода газа выполнено из двух частей, нижней 15 и верхней 16, обе части выполнены цилиндрической формы. Цилиндрическая верхняя часть 16 выполнена с наружным диаметром, равным внутреннему диаметру ствола пакера 1, с возможностью ее герметичной посадки на внутреннюю поверхность ствола пакера 1. Такая установка верхней части 16 устройства 14 отвода газа может быть осуществлена в форме посадки ее уплотнительных элементов (колец) на продольное посадочное седло или на стволе пакера, или с использованием замкового узла, установленного на наружном диаметре устройства 14 (не показано). Цилиндрическая нижняя часть 15 устройства 14 отвода газа выполнена с внешним диаметром меньше внутреннего диаметра ствола пакера 1, т.е. меньше наружного диаметра верхней части 16, и установлена на пакере 1 с образованием между своей внешней цилиндрической поверхностью и внутренней цилиндрической поверхностью ствола пакера 1, по крайней мере, одного продольного (вертикального) канала 17 или единого кольцевого канала 17. На фигуре в сечении показано два вертикальных канала 17 или единый кольцевой канал. Канал 17 может быть выполнен путем выполнения проточки, продольной или спиральной, на внешней поверхности нижней части вставки и/или на внутренней поверхности участка ствола пакера, расположенного напротив нижней части 15 устройства 14 отвода газа, как при равных указанных диаметрах нижней части 15 и ствола пакера, так и при указанном диаметре нижней части 15 меньше указанного диаметра ствола пакера. Нижний конец нижней части 14 устройства 14 отвода газа снабжен буртиком 18 с герметизирующим соединение устройства 14 с пакером 1 элементом, как это видно на фигуре. Диаметр боковой наружной поверхности буртика 18 равен диаметру внутренней цилиндрической поверхности ствола пакера 1 для установки устройства 14 на пакере 1, т.е. диаметру наружной поверхности верхней части 16 устройства 14 отвода газа. Устройство 14 отвода газа установлено в пакере 1 так, чтобы буртик 18 был расположен ниже радиального канала 5 пакера 1 с герметизацией сопрягаемых поверхностей. При этом вертикальный канал 17 устройства 14 отвода газа в своей нижней части сообщен с нижним радиальным перепускным отверстием 5. Нижняя часть 15 устройства 14 отвода газа отделена от верхней его части 16, по крайней мере, одним верхним радиальным перепускным каналом 19, выполненным в средней части боковой поверхности устройства 14. На фигуре в сечении показано два верхних радиальных перепускных канала 19 или один кольцевой. Верхний радиальный перепускной канал 19 устройства 14 отвода газа соединяет продольный перепускной канал 17 с верхней частью полости 12 пакера 1. Нижний конец верхней части 16 устройства 14 отвода газа и верхний конец нижней его части 15 в зоне расположения (выхода) верхнего радиального перепускного канала 19 выполнены с диаметрами своих внутренних поверхностей меньше диаметров их внутренних поверхностей в других частях с образованием зоны 20 сужения (камеры смешения) в полости устройства 14 отвода газа, т.е. в полости 12 пакера 1. Внутренние размеры и форма зоны сужения устройства рассчитываются, как и параметры устьевого оборудования скважины для отбора газа, компьютерным моделированием с использованием инженерных расчетов под определенные характеристики скважины. Позицией 21 обозначена труба эксплуатационной колонны скважины.
Скважинная пакерная установка с устройством отвода газа работает следующим образом.
При работе насоса 4 для извлечение флюида может произойти снижение давления на приеме насоса ниже давления насыщения. Из флюида выделяется свободный газ, который скапливается в подпакерной зоне 6 затрубного пространства. Давление скопившегося газа и возникновение перепада давления в месте расположения нижнего радиального перепускного канала 5 по отношению к давлению в зоне 20 сужения (камеры смешения) в полости устройства 14 отвода газа приводят к тому, что газ начинает проникать в нижний радиальный перепускной канал 5. Подсасываясь указанным перепадом давления, газ под давлением поднимается по каналу 17 между наружным диаметром нижней части 15 устройства 14 отвода газа и внутренним диаметром ствола пакера 1 и попадает в верхний радиальный перепускной канал 19, выходя в камеру смешения 20. Разность в геометрических размерах камеры сужения 20 и верхнего радиального перепускного канала 19 создают в камере смешения эффект диффузора, в котором происходит замедление/расширение потока проходящего газа, его давление повышается, и далее газ устремляется на выход устройства 14 отбора газа, еще более расширяясь на его выходе и выходе пакера 1, попадая в полость колонны труб и далее к устью скважины. При этом насос 4 продолжает извлекать флюид, поток которого, проходя через полость 12 пакера 1 и камеру смешения 20 устройства отвода газа 14, увлекает с собой поток газа, вышедшего из верхнего радиального перепускного канала 19. При этом и газ для флюида, и флюид для газа выполняют функции газлифтной среды, увеличивая общий совместный поток и упрощая подачу и флюида, и газа на устье скважины.
Таким образом, конструкция устройства отвода газа и пакерная установка в целом с таким устройством обеспечивают постоянный отвод газа из затрубного пространства под пакером, исключая воздействие газа на флюид, отжатие его от насоса 4, и тем самым нарушение рабочего режима извлечения углеводородов, обеспечивают устойчивую работу насоса для подачи флюида, повышая эффективность добычи. Пакерная установка с устройством отвода газа имеют простую конструкцию, их расположение друг относительно друга снимает проблемы, свойственные прототипу, упрощают операцию подъема устройства отвода газа в случае его засорения и обратной установки с простым соединением нижнего радиального перепускного канала, при этом не требуется демонтаж пакерной установки. Повышается технологичность монтажа и обслуживания скважинной пакерной установки, появляется возможность оперативно изменять режим работы устройства отвода газа заменой сопла (диффузоров) камеры смешения устройства отвода газа.